LIFTING ARTIFICIEL PAR UNE POMPE ÉLECTRIQUE · PDF fileNos remerciements s’adressent premièrement et avant tout au Dieu tout puissant, qui nous a aidés à réaliser ce travail,

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIREMinistère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

N° Série: ………./2016

Université Kasdi Merbah Ouargla

Faculté des hydrocarbures, energies renouvelables et science de la terre et de l’univers

Département de production des hydrocarbures

MEMOIRE

Pour obtenir le Diplôme de Master

Option: Production

Présenté Par :

Benzerga Ali, Aroudji mohamed el habib

-THEME-

LIFTING ARTIFICIEL PAR UNEPOMPE ÉLECTRIQUE IMMERGÉE

ÉTUDE DE CAS: PUITS AMA#52-AMA#09APPLICATION SUR LE CHAMP DE TFT

Soutenue le: 23/05/2016 devant la commission d'examen

Jury:

Président: SIDROUHOU Hadj Mohamed Docteur Univ. Ouargla

Examinateurs: BRAHMIA Nabil Docteur Univ. Ouargla

Rapporteur: BELMILOUD Ftima Zohra Docteur Univ. Ouargla

Nos remerciements s’adressent premièrement et avant

tout au Dieu tout puissant, qui nous a aidés à réaliser ce

travail, et pour sa grâce tout au long de notre vie

professionnelle et personnelle.

Nous Remercions tous les enseignants de l’université

KASDI MERBAH

A l’issu de ce mémoire, il nous est agréable de témoigner

notre grande reconnaissance et notre profonde gratitude à

notre encadreur Mme .BELMILOUD F.Z de nous avoir

aidée, encadrée et orientée par ses conseils pertinents

pour élaborer le présent mémoire avec succès.

Nous adressons aussi nos sincères remerciements à

l’ensemble des enseignants de SONATRACH DP TFT

qui ont contribué à notre formation en particulier

Nos derniers remerciements et ce ne sont pas

les moindres, vont à tous ceux qui ont participé

de près ou de loin pour l’aboutissement

de ce travail.

DédicacesJ’ai le grand honneur de dédis ce modeste travail :

J’ai toujours pensé faire où offrir quelque chose à mes parents en signe dereconnaissance pour tout ce qu’ils ont consentis des efforts rien que pour me voir

réussir, Et voilà, l’occasion est venue.A ceux qui m’ont donnés la vie, symbole de beauté, de fierté, de sagesse et de

patience.A ceux qui sont la source de mon inspiration et de mon courage, à qui je dois de

l’amour et la reconnaissance.A celui qui a été toujours la source d’inspiration

et de courage….merci PÈRE.

A celle qui a inséré le goût de la vie et le sens de la responsabilité….merciMÈRE.

A mes chers frères Abd Elhadi, Mohamed, Khaled, et Nourdin.

A mes chères sœurs : Reguia, Aicha, Hadjer.

Atout les petits : Hadjer, Warda, Fares, Abdelkader, Hafsa, Djoubir.

A La mémoire de mon cher défunt : Rachedi Yahia, que Dieu ait leurs âmes

A mon très cher binôme : Aroudji Med El habib.

A mes cousins pour leurs soutiens particulièrement:

Abdeljalile, Abderrahmane, Yacine, Halime, Ali.

A mes amies: Benamer; Bachiri; Abdella; Abdelkhaliq; Ayoub; Aziz; Boubaker;

ET S-Chanez.

A tout qu’il me connue soit de proche ou de loin.

,

BZ.ALI

Quoi que de plus que de pouvoir partager les meilleurs moments de sa vie avec

les êtres qu’on aime.

Arrivé au terme de mes études, j’ai le grand plaisir de dédier ce modeste travail :

À ma très chère mère, qui me donne toujours l’espoir de vivre et qui n’a jamais

cessé de prier et penser à moi.

À mon très chèr père, pour ses encouragements, son soutien, surtout pour son

amour et son sacrifice afin que rien n’entrave le déroulement de mes études.

À la mémoire de mes chers défunts :houssin,yahia et kheireddine que Dieu ait

leurs âmes et les’'accueille en Son Vaste paradis.

À ma trés chére soeur Asma.

À mes adorables frères : Abd elfattah, Abi bakr , et Abd allah elmouflih.

À toute ma grande famille, AROUDJI.

À mes meilleurs amies : Nourddine, Abd allah , meryem, aziz ,ketkouta,abd elkaliq,ayoub, bouki ,houda ,bochra,mustapha,nadin,khaled,sans oublie bien sur mon

préférable binôme Ali, mes cousins ainsi tous mes amies de l'université.

A Tous ceux qui m’aime et que j’aime et je respecte.

AROUDJI MED ELHABIB

Résumé

U.K.M.O/Master Production 2016

RÉSUMÉ :

L’exploitation d’un gisement de pétrole, c’est de ramener les hydrocarbures jusqu'à la

surface avec des conditions favorables, en utilisant plusieurs techniques de récupération

possibles.

Parmi ces techniques les plus fréquemment utilisées l’activation des puits par des pompes

électrique immergées (ESP) Ce qui est l'objet de notre recherche.

Dans ce mémoire on a proposé d'installer des pompes ESP au niveau des puits AMA#52 et

AMA#09, ces derniers étaient en éruption naturelle mais après un certain temps de

production ils ont connu une diminution significative du débit d'huile ce qui exige de les

activer.

On a déterminé aussi le design de chaque puits avec la pompe convenable en obtenant des

débits plus grands que l’état actuelle du puits, puis une étude de l’influence de quelques

paramètres (WC, fréquences, nombre des étages, diamètre de tubing) sur le débit de

production et sur le système globale en utilisant le logiciel « PIPESIM ».

Enfin, cette étude se termine par une évaluation économique du système ESP.

Les mots clé : pompe, activation, débit, design.

:ملخص

استغالل مكمن بترولي یعني رفع المحروقات من الخزان الى السطح في ظروف مالئمة وبآلیات و تقنیات متاحة

تنشیط االبار بواسطة المضخات المغمورة التي ھي محل دراستنا في ھذ البحث.ومن بین التقنیات االكثر استعماال نذكر

ھذین 09مساك أو 52مساك أعلى مستوى البئرین المذكرة تثبیت مضختین مغمورتین ھھاتحیث اننا اقترحنا في

االخیرین كانا ثائرین طبیعیا لكن بعد مدة زمنیة من االنتاج شھدا انخفاضا ملحوظا في تدفق البترول مما اوجب تنشیطھما

أعلى من الحالة الطبیعیة ،اضافة الى متحصلین على تدفقاتمناسبة تصمیم لكل بئر بمضخةانشاءكما تطرقنا ایضا الى

على النظام العام عدد الطوابق ، قطر انبوب االنتاج ) على تدفق االنتاج و،(التواترض المتغیرات بعتأثیردراسة

».جباستعمال برنام PIPESIM .الدراسة بتقییم اقتصادي لنظام الضخھھاتوفي االخیر تنتھي «

، تصمیم.،تدفق (تنشیط):مضخة ،تفعیلالكلمات المفتاحیة

Résumé


ABSTRACT:

The exploitation of an oilfield is the act of bringing out the hydrocarbures to the surface

in favorable conditions, with possible recuperation techniques.

Among the most used techniques, there is the activation of oil wells with ESPs which is our

research topic.

We have proposed in this thesis the installation of ESP pumps at the AMA#52 and

AMA#09 wells, which were in a natural eruption but after a while of production they were

into a significant decreasing in flow rate which needs their activation.

We have established also the design of each well with its pump, by obtaining flow rate

bigger than the current state of the well, then a study of the influence of some parameters

(WC, frequencies, number of stage, tubing diameter) on the production rate and the global

system using PIPESIM software.

Finally, this study finishes with an economic evaluation of the ESP system.

Key words: pump, activation, flow rate, design.

SOMMAIREDédicace

Remerciements

Liste des figures et des tableaux

Liste des abréviations

Résumé

-Introduction…………………………………………………….………………………..01

Chapitre I : Généralité sur le champ TFTI-1- Introduction ………………………………………………………………………....03

I-2- Situation géographique……………………………………..…………………….…03

I-3- Situation géologique……………………………………….…………………….….04

I-4- Historique du développement………………………………………………….……05

Chapitre II : Activation des PuitsII-1- Introduction……………….………………………………………………………...06

II-1-1 Les puits éruptifs…………………………………….…………………….…06

II .1.2 Les puits non éruptifs …………………………………………………….….06

II-2. Les différents types d'activation ……………………………………………………07

II-2-1 Le pompage ……………………………………………………………….....07

II-2-1 Le pompage aux tiges ……………………………….…..........................07

II-2-2 Le pompage centrifuge ……….................................................................08

II-2-2- Le gas-lift ………...…………………………………………………………09

II-3- Méthodes d’activation en fonction des problèmes rencontrés………………...........09

II-4- Paramètres de détermination d’un moyen d’activation…………………….…........10

II-4-1 Des critères économiques………………………………………………….....10

II-4-2 Des critères techniques…………………………………………………….....10

Chapitre III : Analyse NodaleIII-1- Introduction……………………………………………………………..................11

III-2- Concept Nodal ………………………………………….........................................12

III-3- Procédure, Objectif et application de l’analyse nodale………………..…………..13

III-3-1. Procédure………………………………………………………….………...13

III-3-2. Objectifs…………………………………………………………….……....14

III-3-3. Application………………………………………………………….……....14

III-4. Choix de nœud…………………………………………………………………......14

III-5. Inflow Performance Relationship (IPR)………………………………………......15

III-5-1. La technique de l'indice de productivité……………………………………16

III-5-2. Méthode de Vogel……………………………………………………….....16

III-6. Tubing Performance Curves (TPC)……………………………………………….17

III-7. Les différentes corrélations de pertes de charges…………………………………18

III-7-1. L'utilité des corrélations…………………………………………………....18

Chapitre ΙV: Les pompes électriques submergées (ESP)

IV-1. Introduction……………………………………………………………………….19

IV-2. Principe de fonctionnement …………………………………………...................19

IV-3. La composition d’un système ESP………………………………………………..19

IV-3-1. La pompe ESP……………………………………………………………...19

IV-3-1-1. La courbe de performance de la pompe ESP…………………………22

IV-3-1-2. Pompage des fluides à haute GLR……………………………………25

IV-3-1-3. Le choix de la pompe…………………………………………………26

IV-3-2. Séparateur de gaz…………………………………………………………..28

IV-3-3. Protecteur…………………………………………………………………..28

IV-3-4. Moteur électrique submersible……………………………………………..28

IV-3-5. Armoire de contrôle………………………………………………………..28

IV-3-5-1. Ses fonctions………………………………………………………….29

IV-3-5-2. Les lois d’affinité d’une pompe………………………………………29

IV-3-6. Moniteur de pression et de température…………………………………...29

IV-3-7.Transformateur …………………………………………………………….30

IV-3-8. Boîte De jonction "Junction box" …………………………………………30

IV-3-9. Centralisateur ……………………………………………………………...30

IV-3-10. Le Câble…………………………………………………………………..30

Chapitre V: Partie calcul

V-1. Problématique et objectif.........................................................................................31

V-1-1. Justification du choix de ce mode d’activation……………………………..31

V-2. Aperçu sur le logiciel d’optimisation (PIPESIM)……………………………...….31

V-3. Performance des puits…………………………………………………………..….32

V-3-1. La procédure pour faire un modèle du puits…………………………..…….32

V-3-1-1. Procédure……………………………………………………………....32

V-3-1-2. IPR des complétions verticales……………………………………......33

V-3-1-3. Corrélations d’écoulement vertical……………………………....……33

V-3-2. Construire le model de puits……………………………………...........……34

V-3-2-1. Donnés nécessaire pour faire le model……………………....………..34

V-3-2-2. Construction d’un model…………………………………………..…..34

V-3-2-3. Choisir la corrélation d’écoulement vertical…………………………..35

V-3-2-4. Analyse nodal………………………………………………………….36

V-4. Choix de l’unité de pompage………………………………………………………37

V-4-1. Choix du débit désirable…………………………………………………….37

V-4-2. Critères de Choix de la pompe……………………………………………...37

V-4-3. Critères de Choix de moteur………………………………………………...38

V-4-4. Choix de séparateur de gaz………………………………………………….39

V-5. Le résultat donné par le PIPESIM pour le puits AMA-52…………………………39

V-5-1. Design du puits avec la pompe appropriée………………………………….39

V-5-2. La Courbe de performance de la pompe sélectionnée………………………40

V-5-3. Inflow et outflow performance de puits après installation de la pompe…….40

V-6 La Sensibilité……………………………………………………………………….41

V-6-1. La Sensibilité de nombre des étages sur la pompe installée…………..........41

V-6-2. La Sensibilité des fréquences sur le débit de la pompe ………....................42

V-6-3. La Sensibilité sur le WC sur le puits……………………………………….42

V-6-4. La sensibilité de diamètre de tubing sue le puits ………………………….43

V-7. Le résultat donné par le PIPESIM pour le puits AMA-09………………………...44

V-7-1.Design du puits AMA# 09 avec la pompe appropriée……………………....44

V-7-2 .Inflow et outflow performance de puits après installation de la pompe……45

V-7-3. Résumé de la sensibilité pour le puits AMA#09……………………………45

V-8. Etude économique…………………………………………………………………46

CONCLUSIONS & RECOMMANDATIONS

Conclusions……………………………………………………………………………...47

Recommandations……………………………………………………………………….48

Annexe

Bibliographie

Liste des figures & des tableaux


LISTE DES FIGURESFIG-I.1: situation géographique de TFT …………………………….…………………........03

FIG-II.1: Système ESP …………………………………………..…..............................................08

FIG-III.1: Les Pertes De Charge Possible Dans Un Système De Production Complet …......11

FIG-III.2: Positions Possible Des Nœuds …………………….…………………………...…12

FIG-IV.1: Combinaison Arbre De Rotation Et Aubes De Forme Radial ………...…............20

FIG-IV.2 : La Distribution De La Pression Au Sien D’une Aube...………………......…......20

FIG-IV.3: Les Constituants D’une Pompe Esp ………………………………………...….....21

FIG-IV.4: Etages A Ecoulement Mixte …………………....………………....………..…….21

FIG-IV.5: Gamme Opérationnelle D’une Esp ……………………………….…….………...22

FIG-IV.6: Les Forces Appliques Sur Le Fluide à L’entrée et à La Sortie De L’aube..……....23

FIG-IV.7: Influence De La Géométrie De L’aube Sur La Performance De La Pompe….…..23

FIG-IV.8: Influence Des Pertes Sur La Performance D’une Aube ……………...……....…..24

FIG-IV.9: Evolution De Puissance De Freinage En Fonction De Débit …………….............24

FIG-IV.10: Graphe De Performance De La Pompe Esp …………………………...…..…....25

FIG-IV.11: Le Débit De Production En Fonction De Profondeur De La Pompe …..….........27

FIG-V.1: Construction D’un Model Du Puits AMA#52 …………………..............................35

FIG-V.2: Les Courbes De VLP (Matching) D’AMA#52…………………………………....36

FIG-V.3: Analyse Nodal : Les Courbes VLP/IPR ………………........................................36

FIG-V.4: Rapport Du Pipesim sur le puits AMA#52…………………..……………….……39

FIG-V.5: La Courbe De Performance De La Pompe Choisiee Pour Le Puits AMA#52.…....40

FIG-V.6: IPR/VLP Après L’installation De Pompe Dans Le Puits AMA#52……………….40

FIG-V.7: Influence De Nombre Des Etages Sur Le Débit…………………………………...41

FIG-V.8: Influence Des Fréquences Sur Le Débit De La Pompe……………….…………...42

FIG-V.9: Influence De Wc Sur Les Courbes Inflow Outflow Du Puits……….……………..43

FIG-V.10: L’influence De Diamètre De Tubing Sur le puits………………………………..44

FIG-V.11: Rapport Du Pipesim Sur Le Puits Ama#09…………………………………….....44

FIG-V.12 : IPR/VLP Apres Installation De Pompe Dans Le Puits Ama#09…………….….45

Liste des figures & des tableaux


LISTE DES TABLEAUX

Tableau II-1 : Problèmes en fonction des méthodes d'activation…………………………...09

Tableau V-1 : Données du test pour AMA #52………………………………………...……34

Tableau V-2 : Les différentes corrélations sélectionnées pour le matching……………...…35

Tableau V-3 : Résultat de l’analyse nodal pour le puits AMA#52…………………………..41

Tableau V-4: Résultat de l’analyse nodal pour le puits AMA#09…………………………...45

Tableau V-5 : Récapitulatif des deux puits…………………………………………………..46



LISTE DES ABREVIATIONS

TFT: Tin Fouyé Tabankort.

AMA: Amassak.

UTM: Universal Transverse Mercator.

TPC : Tubing Performance Curves.

IPR: Inflow Performance Relationship.

IP: Index de Productivité.

VLP: Vertical Lift Performance.

GLR: Gas Liquid Ratio.

GOR: Gas Oil Ratio.

AOF : Absolute Open Flow.

ESP: Electric Submersible Pump.

TDH: Total Dynamic Head.

SG: Specific Gravity.

WC: Water Cut.

WOR: Water Oil Ratio.

VLR: Vapour Liquid Ratio.

BPD: Barrel Per Day.

VDF: Variable Drive Frequency.

VSD: variable speed drive.

PVT: Pressure Volume Temperature.

API: American Petroleum Institute.



NPSH: Net Position Suction Head.

FWHP: Flowing Well Head Pressure.

BEP: Best Efficiency Point.

BHP: Brake Horsepower.

FBHP: Flowing Bottom Hole Pressure.

POT: Pay Out Time.

APD: average percentage differential.

TDH: Total Dynamic Head.

Introduction Générale

U.K.M.O/Master Production 2016 Page 1

IntroductionTout puits de production est foré dans le but d’acheminer les hydrocarbures du

réservoir vers la surface, L’objectif de tous pays producteurs est de rechercher à récupérer le

maximum des réserves en place en utilisant toutes les méthodes de récupération disponibles.

Parmi les importants champs d’huile en l’Algérie, le champ de TFT, il s’étend sur une

superficie d’environ de 4000 Km2. L’exploitation du champ par déplétion naturelle, a fait

chuter sa pression de gisement d’une façon considérable. Donc il est devenu impératif de

prévoir un soutirage artificiel pour augmenter la récupération du champ.

L’Assurance de l’écoulement des fluides jusqu’au la surface à travers des équipements est

une phase importante appelé la « complétion ».

Une étude sur la réalisation des techniques de complétion est nécessaire durant toute la vie

de puits pour faire un choix sur le diamètre, nuance et les contraintes appliquées afin

d’adapter à des paramètres optimales de production (débit, pression….etc.) suite à ces

paramètres qu’il faut avoir une bonne connaissance du gisement., afin d’adopter dans ces

puits une autre méthode de production plus rentable.

Notre choix se porte vers une méthode d’activation artificielle très convenable de la

production dans la zone AMASSAK et en particulier sur les deux puits AMA #52 et AMA

#09 qui ont connu une diminution remarquable de débit de production au cours du temps

ce qui nécessite de les intervenir.

le soutirage dans ces deux puits se fait par éruption naturelle mais une fois cette énergie ne

répond pas aux contraintes de production, dont les réserves en place sont importantes, on a

proposé d’équiper ces puits par des ESP (Electric Submersible Pump) en vue d’améliorer la

production en augmentant leurs débit., et pour sélectionner l’unité de pompage convenable

une analyse complète du système et une étude de la compatibilité avec chaque puits doivent

être réalisée, des test de sensibilité, sans oublié le facteur économique qui doit être pris en

compte du fait qu’il représente un critère crucial pour connaître l’efficience de ce système .

Organisation de l’étude :

Ce mémoire est divisé en cinq (05) chapitres :

Le premier chapitre sert à donner une présentation sur la géologie du champ TFT.

Le deuxième chapitre présente les différents modes d’activation des puits.

le troisième chapitre explique L'analyse nodale et leur importance pour la prédiction

de la productivité du réservoir et l'optimisation des complétions des puits.

Introduction Générale


Le quatrième chapitre est réservé aux notions d’activation par les pompes électriques

submergées (description de l’unité de pompage).

Le cinquième chapitre exposera notre problématique ainsi qu’une modélisation et

analyse de fonctionnement des puits équipés par ESP à l’aide du software PIPESIM.

Et finalement ce chapitre est achevé par une étude économique sur le puits.

Enfin, cette étude se termine par une conclusion et quelques recommandations.

Chapitre I Présentation de la région de TFT


I-3. Cadre géologique :

Du point de vue géologique le gisement de TFT se présente comme un système de

compartiments longitudinaux, délimités par des failles transversales par apport à la direction

Est-Ouest du monoclinal, le toit du réservoir ordovicien forme un monoclinal de direction

Est-Ouest de pendage Nord. La régularité du monoclinal est aussi affectée par une série de

failles de direction Nord-Ouest à Nord-Nord-Ouest et du Nord-Est à Nord-Nord-Est, par des

culminations de la pente structurale.

Des failles dont le rejet atteint 50 à 60 m ont été mises en évidence, dans l’Ouest de

la structure. Dans la partie Est, le rejet est de 20 à 30 m, dans les régions des champs ou les

rejets des failles dépassent l’épaisseur de la couche, ces failles représentent des écrans

hydrodynamiques.

L’analyse des concentrations au toit de l’ordovicien au mur de la couche productrice

prouve que le gisement a une structure divisée en blocs. Les série sédimentaires sont

marquées par deux discordances majeures, la discordance Francienne et la discordance

Hercynienne. Ces dernières ont engendré la disparition des terrains du dévonien et ceux du

trias.

I-3-1. Gisements :

Le gisement de TFT à deux réservoirs productifs :

- Le dévonien et l’ordovicien, L’ordovicien est le principal gisement, il a été découvert en

1967. Ce réservoir est une colonne d’huile sous forme d’un anticlinale surmonté par le gaz-

cap au sud et d’huile au nord, le réservoir s’étend sur 7 à 15 Km du nord au sud et 25 km de

l’est à l’ouest, il est de profondeur de 2100 m en moyenne.

Le dévonien est un réservoir d’huile à une profondeur de 1400 m, il est non éruptif

exploité par des modes artificiels.

La région TFT est devisée en deux secteurs : Le secteur sud et le secteur nord.

- Le secteur nord regroupe les champs du TFT ordovicien et dévonien (TAM, AMA,

DJOUA). Le secteur sud comprend, les champs de TIN-FOUYE et MAZOULA.

Chapitre I Présentation de la région de TFT


I-3-2. Les différents gisements de la direction régionale de TFT :

Gisement de TFT : Découvert en 1967, mis en service en 1968, le gisement de TFT est

le plus important il représente 55 % des réserves en place de TFT. Le Maintien de

pression est assuré par l’injection d’eau depuis 1981. Il est exploité actuellement en

éruptif et partiellement en GL. Nombre puits d’exploitation : 117.

Gisement d’Amassak : Situé à 25 Km à l ’Ouest Nord du gisement de TFT et découvert

en 1970, il fut mis en service en 1974. Constituant le gisement le plus récent, il

représente 10% des réserves en place de la région de TFT et produit en éruptif. Son

maintien de pression est assuré par l’injection d’eau depuis 1995. Nombre puits

d’exploitation : 37.

Gisement de Djoua : Situé à 30 Km au Sud Est de TFT découvert en 1966, mise en

production 1968 Produit par pompage électrique (En totalité) Nombre puits

d’exploitation: 05.

Gisement de Tamendjlet : Découvert en 1970 et mis en service en 1974, l’exploitation

de son réservoir se fait par GL. Nombre puits d’exploitation : 03.

Gisement de Hassi Mazoula: Découvert en 1958 et mis en service en 1965, il recouvre

une aire de 4,4 Km2. Produit par pompage électrique. Nombre puits d’exploitation: 10.

I-4. Historique du développement :

Le réservoir de TFT Ordovicien (2000) produit la plus grande partie de la production

de la région de TFT, son exploitation a commencé en Novembre 1968. Jusqu’en 1975, les

puits forés étaient au nombre de 52, dont 49 producteurs. La surface Embrassé par les

forages ne présentait que 40% de la surface de TFT, la production d’huile en 1974 a atteint

2634 000 tonnes.

En raison de la diminution de la pression de gisement conduisant à l’épuisement de

l’énergie du réservoir, le projet de maintien de pression est introduit en 1980. Les résultats

ont commencé à se manifester à partir de 1984 où il a été produit 2751 651 tonnes, 4 976

886 tonnes en 1991, 4410176 tonnes en 1994 et 3 504 200 tonnes en 1998.

Dans le but d’augmenter le taux de récupération à plus de 25% et de récupérer les

gaz torchés, un autre projet est entré en service en 1987 avec la construction de l’usine de

traitement de gaz. Actuellement 400 puits d’huile sont forés dans le réservoir ordovicien du

gisement de TFT.

Chapitre II Activation des puits


II-1. Introduction :En tout début d’exploitation, les réservoirs produisant des hydrocarbures ont un potentiel

suffisant pour avoir l’écoulement de l’huile et du gaz, qui sont légers, jusqu’aux installations

de surface. C’est le cas de la plupart des réservoirs à travers le monde.

Chaque réservoir produisant des hydrocarbures a une pression dite “pression de

réservoir”. C’est l’énergie (le potentiel) qui permet aux liquides et/ou gaz de jaillir du fond

du puits jusqu’à la surface, grâce à la dépression ainsi produite.

Au fur et à mesure de la production les réservoirs commencent à s’épuiser, connaissant

une chute continue de la pression, et une chute de l’énergie d’éruption. L’éventuelle percée

d’eau, qui est un fluide relativement lourd, accentue cette déplétion. Cette pression risque

donc à un moment, de devenir insuffisante pour assurer la production de manière naturelle.

Arrivé à ce point, on dit que le puits qui était éruptif est devenu non éruptif, nécessite

de recourir à des moyens de production artificielle.

II-1-1. Les puits éruptifs:

On dit qu'un puits est éruptif lorsqu’il débite en surface sans que l'on soit obligé de recourir

à une source d'énergie extérieure. Pour qu'un puits soit éruptif, il faut que la pression de

gisement soit supérieure à la contre pression exercée par la colonne de fluide présenté dans

le puits. − é > . . 0,098 + ∑ …………………………………(01)

Pg : Pression de gisement en bar.

H : Profondeur du puits en m.

d : Densité de fluide.

Σ ΔP: La somme des pertes de charges au cours de remontée de l'effluent vers la surface à

travers les différents équipements: duses, collectes…

H.d.0,098: la colonne hydrostatique de l'effluent.

II-1-2. Les puits non éruptifs:

On dit qu'un puits est non éruptif lorsqu'il ne débite pas en surface par sa propre énergie,

donc la pression de gisement est inférieure ou égale à la contre pression exercée par la

colonne du fluide présente dans le puits.− é ≤ . . 0,098 + ∑ ………………………………(02)

La non-éruption est rencontrée dans certains gisements nouveaux où la pression de fond est

faible, et dans le cas des gisements exploités depuis longtemps, et dans les puits qui ont une

pression de fond faible, alors que les réserves récupérables sont importantes. [01]



II-2. Les différents types d'activation :

Nous intéressons ici aux moyens de continuer à produire malgré la dégradation des

conditions de production. Pour les puits producteurs d'huile, l'activation peut s'imposer dès

le début de l'exploitation lorsque le gisement ne renferme pas assez d'énergie pour faire

monter le fluide jusqu'en surface à la pression de service des séparateurs, ou lorsque l'IP d'un

puits est jugé insuffisant. L’activation est réalisée sous forme de deux procédés :

-Relevé mécanique des fluides par pompage.

-Allègement du fluide par le mélange avec du gaz injecté dans la partie basse de la

colonne de production, appelé : gas-lift.

II-2-1 Le pompage :

Une pompe placée sous le niveau dynamique de fluide dans le puits relève le brut

jusqu’en surface, c’est un procédé mécanique utilisé généralement dans les puits qui ne sont

pas profonds.

Il existe plusieurs types de pompages, les modes les plus répandus dans le monde sont :

II-2-1-1. Le pompage aux tiges :

Une pompe volumétrique de fond est actionnée depuis la surface par l’intermédiaire de

tige et d’un système de va-et-vient (tête de cheval). Son principe de fonctionnement est

simple, la pompe volumétrique de fond est équipée par deux clapets l'un fixe l'autre mobile

qui ont une sorte des bulles qui jouent le rôle d'un clapet anti-retour, leur fermeture et

ouverture se base sur la différence de pression en amont et en aval, le clapet mobile est

actionné depuis la surface par l'intermédiaire d'un tige, la descente de ce tige fait augmenter

la pression de l'effluent qui se trouve à l'intérieur de la chambre ce qui permet l'ouverture de

la bulle supérieure et la remontée de l'effluent dans le tubing jusqu'à l'égalisation des

pressions.

Au cours de la remontée de tige il y'aura un dégagement de l'effluent qui se trouve dans

le tubing et une diminution de celui qui se trouve dans la chambre et par la suite l'ouverture

de la bulle inférieure ce qui permet de l'effluent d'occuper la chambre, et ainsi de suite

l'opération se fait.



II-2-1-2 Le pompage centrifuge :

Une pompe centrifuge est descendue à sa cote dans le casing, suspendue à l'extrémité du

tubing de production. L'énergie électrique est acheminée au moteur par un câble déroulé et

fixé par des colliers au tubing au fur et en fonction de la descente de celui-ci.

En surface, une tête de tubing spéciale munie de joints d'étanchéité permet la sortie du câble

à l'extérieur vers une armoire de commande. Une duse réglable permet d'ajuster l'écoulement

en augmentant ou en diminuant la contre-pression sur la pompe. En cas de défaillance sur

l'unité de fond, il convient de remonter l'ensemble tubing-pompe pour réparation.

Le pompage centrifuge c’est l’objectif de notre étude donc on va le développer dans les

chapitres suivants.

Avantages:

Débits importants.

Peu encombrant.

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

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

Bon rendement (35 à 60%).

Pas de nuisances.

Facile à opérer.

Coût faible pour des gros débits.

Inconvénients:

Pas ou peu flexible (sans variateur).

Présence de gaz gênante (15% maximum

accepté avec un séparateur de gaz).

Intervention sur le puits avec matériel

lourd.

Durée de vie faible si température du

puits élevée (1 ans en moyenne).

Energie électrique requise doit être

stable.

Profondeur limitée par la chute de

tension dans le câble (maximum 2400 m). [09]Figure II-1 : SYSTEME ESP



II-2-2. Le gas-lift :

Parmi les différentes méthodes d'activation, c'est les procédés qui se rapprochent le

plus à l'écoulement naturel. C'est une technique de production activée pour les puits non ou

insuffisamment éruptifs. Elle consiste à injecter du gaz comprimé le plus bas possible dans

la colonne de production. Cette technique agit :

Soit sur la densité "d", en allégeant le poids volumique du fluide (le gaz étant plus

léger que l'huile) et permettant ainsi au mélange constitué de monter en surface

(Gas-lift continu).

Soit sur la hauteur "H", en remontant la colonne de fluide se trouvant au-dessus du

point d'injection du gaz (Gas-lift intermittent). [03]

II-3 méthodes d’activation en fonction des problèmes rencontrés :

Tableau II-1 : problèmes en fonction des méthodes d'activation.

MÉTHODE D’ACTIVATION

PROBLEME Gas-Lift ESP Rod Pump

Sable Bon Mauvais Mauvais

GOR élevé ExcellentBon (si rotary gas

separator) Mediocre

Puits dévié Bon Bon Passable

Debit élevé Excellent Excellent Passable

Profondeur Bon Moyen Moyen

Souplesse pour lesdébits Bon Bon (si variateur de

fréquence) Moyen

Présence de depôts Moyen Moyen Mediocre

Présence de gaz libre Excellent Moyen (si rotary gasseparator)

Mauvais

Effluent visqueux Possible (peuutilise)

Possible (si viscosite <200 cp)

Oui (le plusutilisé)

Simplicité deconception oui moyen oui



II-4. Paramètres de détermination d’un moyen d’activation:

Préférer un procédé d'activation aux autres procédés cités auparavant se fait selon les

critères suivants :

II.4 .1 Des critères économiques :

Si un procédé est choisi pour l'activation d'un puits, il devra alors permettre de

récupérer un maximum de brut (pétrole) le plus vite possible et avec un moindre coût.

Il est malheureusement difficile d'avoir une évaluation globale du coût d'un moyen

d'activation dans l'investissement initiale, même si on peut avoir le coût du matériel

spécifique nécessaire pour l'activation (compresseur, pompes, unité de pompage, tiges de

pompage…). Le coût d'exploitation d'un puits activé par un des moyens d'activation peut

aussi varier selon les propriétés du puits et de sa situation.

D'autres critères (plus techniques qu’économiques) s'imposent alors.

II.4 .2 Des critères techniques :

Pour choisir un moyen d'activation, il faut étudier sa compatibilité avec la nature du

puits, sa position, ses caractéristiques, et les conditions de son exploitation :

La profondeur et la température de fond.

Le débit actuel de la production.

L'évolution des caractéristiques de production : GOR, WOR, Pwf.

Types de complétions : Simple, Multiple.

La déviation du puits (puits dévié ou non).

Le taux de production du sable.

Problèmes de dépôt (paraffines, sulfates, carbonate) et de corrosion.

Type d'exploitation :

Terre ou mer.

L'éloignement des puits.

Environnement (proximité agglomérations).

Disponibilité ou non de l'énergie d'activation : courant électrique, une

source de gaz….ect.

Disponibilité des technologies de l'exploitation et de l'automatisation plus ou moins

avancée. [09]

Chapitre III Analyse Nodale


III-1.IntroductionL'approche d'analyse nodale de système est utilisée pour évaluer un système de

production complet (commençant par la pression statique de réservoir, et finissant avec le

séparateur). C'est une technique d'optimisation qui peut être employée pour analyser des

problèmes de production et pour améliorer les performances du système des puits. Cette

technique est utilisée intensivement dans les gisements d'huile et de gaz, depuis qu'elle a été

introduite par Gilbert dans les années 50.

Le système de production peut être simple ou inclure beaucoup des composants dans

lesquels les pertes de charges se produisent. Ce système consiste en trois phases:

1. Ecoulement à travers le milieu poreux (le réservoir).

2. Ecoulement à travers la colonne de production.

3. Ecoulement à travers l’équipement de surface.

(Figure III.1) représente les différentes pertes de charge qui se produisent dans le système du

réservoir jusqu’à le séparateur.

Figure III.1: LES PERTES DE CHARGE POSSIBLE DANS UN SYSTEME DE

PRODUCTION COMPLET.

En commençant par le réservoir ces pertes de charge sont notées comme suit:

P1= Pr – Pwfs =Perte dans la formation.

P2= Pwfs -Pwf =Perte le long de la complétion.

P3= Pur – Pdr =Perte dans les restrictions.

sepP

7P

3P

4P

whP6P

8P

5P

wfPrP

wfsP

1P

2P

DRP

URP

USVP

DSVP

DSCP

Fig.2.1 Pertes de charge possibles dans un système de production complet.

Bac de stockageséparateur

. totale

.

.

.

.

.

.

.

8

7

6

5

4

3

2

1

collecteslesdansPertePPP

tubingledanstotalePertePPP

surfacedeeshorizontalconduiteslesdansPertePPP

surfacededuseladansPertePPP

sécuritédevanneladansPertePPP

nsrestrictiolesdansPertePPP

completionladelonglePertePPP

formationladansPertePPP

sepwh

whwf

sepDSC

DSCwh

DSVUSV

DRUR

wfwfs

wfsr



P4= Pusv – Pdsv =Perte dans la vanne de sécurité.

P5= Pwh – Pdsc =Perte dans la duse de surface.

P6= Pdsc – Psep =Perte dans les conduites horizontales de surface.

P7= Pwf – Pwh =Perte totale dans le tubing.

P8= Pwh – Psep =Perte totale dans les collectes.

Les différentes configurations des puits peuvent varier de système simples à un

système plus compliqué (figure III.1) ou toute autre combinaison, la complétion la plus

couramment utilisée aujourd’hui est la configuration de la (figure III.1) mais dans notre

étude on se limite aux pertes de charges crée à partir du réservoir jusqu’à la tête du puits.

Étant donné que la pression au niveau ce nœud est suffisante pour acheminé l’effluent

jusqu’au séparateur ou bien jusqu’ au centre de traitement.

III-2.Concept Nodal:

Pour résoudre les différents problèmes du système de production, les nœuds sont placés dans

des différentes parties de notre système ; ces parties sont définies par des équations ou

corrélations. Les nœuds sont classés comme nœuds utilitaires (ou fonctionnels) quand la

pression différentielle existant à travers lui peut être représenté par quelques fonctions

mathématiques ou physiques. Afin de simplifier le système, des nœuds (Nodal Points) y sont

placés au niveau des points sensibles (Comme dans la figure ci-dessous). Le système devient

donc subdivisé des deux parties.

Figure III.2: POSITIONS POSSIBLE DES NOEUDS.



Les différentes positions du nœud:

Nœud 1: (séparateur).

Nœud 2:( Duse).

Nœud 3: Tête de puits (well head).

Nœud 4 : (Vanne de sécurité).

Nœud 5 : (Restriction).

Nœud 6: (fond du puits).

Nœud 7: (au niveau des perforations).

Nœud 8: (réservoir).

III-3. Procédure, Objectif et application de l’analyse nodale:L'approche d'analyse de système ou l'analyse nodale a été appliquée pour analyser les

performances des systèmes qui se composent de plusieurs éléments agissants l'un sur l'autre.

Le procédé consiste à choisir un nœud dans le puits et diviser le système à ce nœud, les

nœuds utilisés sont montrés sur la figure (III.2) Tous les composants d'amont du nœud

composent la section Inflow, alors que la section Outflow compose tous les éléments en aval

du nœud.

Une relation entre le débit et la chute de pression doit être établié pour chaque élément du

système. Le débit à travers le système est déterminé une fois que les conditions suivantes

sont satisfaites au nœud :

Le débit entrant égal à celui sortant.

Une seule pression peut exister.

La chute de pression dans n’importe quelle composante varie avec le débit Q, une

représentation de la pression en fonction du débit produit deux courbes dont l’intersection

donnera un point qui vérifie les deux conditions: c’est le point de fonctionnement du

système.

III-3-1. Procédure:

Déterminer quels sont les composants du système les plus sensibles.

Choisir les composants à optimiser.

Choisir l'emplacement du nœud qui accentuera l'effet du changement dans les

composants sélectionnés.

Développer les expressions pour l’inflow et l’outflow.

Obtenir les données nécessaires pour la construction des IPR.



Déterminer l'effet du changement des caractéristiques des composants

sélectionnés(le diamètre par exemple) en traçant l’inflow en fonction du débit.

III-3-2. Objectifs:

Les objectifs de l’analyse nodale sont :

Déterminer le débit auquel un puits d’huile ou de gaz produira considérant la

géométrie du puits et les limitations de la complétion (en premier par le débit

naturel).

Déterminer sous quelles conditions du débit (qui peuvent dépendre du temps) un

puits sera repris ou abandonné.

Sélectionner le temps le plus économique pour l'installation des équipements

d’activation artificielle (ex : Gaz lift, ESP…) et optimiser cette méthode.

Optimiser le système pour produire le débit escompté.

Vérifier les performances de chaque composant dans le puits.

Permettre à la gestion de l'opérateur et personnels des ingénieurs de reconnaitre

rapidement de chemins d'augmenter des taux de la production.

III-3-3. Application:

L'analyse nodale peut être utilisée pour analyser beaucoup des problèmes des puits de

pétrole et de gaz.

Certaines des applications possibles de l'analyse nodale sont comme suit:

Choix du diamètre du tubing.

Choix des dimensions des collecteurs et optimisation du réseau.

Choix du diamètre de la duse de surface.

Optimisation de la production par ESP ou gaz lift.

Analyse de l'effet de la densité des perforations.

Evaluation des puits stimulés.

Prévoir l’effet de la déplétion sur la production.

III-4. Choix de nœud:On utilise, le plus fréquemment, comme point nodal, le point au fond du puits Nœud 7 (au

niveau des perforations) où la sélection du système nous permet de le subdiviser en :

Système de réservoir.

Système d’équipement du puits (tubing, pipe ligne).

Le choix du nœud dans les perforations du puits permet d'étudier l'effet de l’IPR et du TPC.



Les données nécessaires sont :

Courbe IPR mesurée dans le puits (well bore).

Chute de pression dans le tubing en fonction de débit, et le diamètre des tubings

(et probablement la rugosité).

Chute de pression dans la collecte en fonction de débit, et leurs diamètres (et

probablement la rugosité).

Pression de séparateur (séparation).

Equation de l’inflow : − ∆ é = …………………………..(03)

Equation de l’Outflow : é + ∆ + ∆ = ………………...(04)

Les performances de l’inflow sont contrôlées par les caractéristiques du réservoir, comme la

pression de gisement, la composition des fluides et leurs propriétés. Les performances de

l’outflow d’un puits sont liées directement à l’équipement de fond et les caractéristiques des

conduites comme le diamètre et la rugosité, mais dépendent aussi et surtout de la structure

d’écoulement des fluides dans les conduites, qui a généré plusieurs corrélations et équations.

Le système nodal consiste donc à étudier l’écoulement en amont du nœud (inflow), et

l’écoulement en aval du nœud (outflow). On peut donc prévoir le comportement de la

pression du puits vis-à-vis d’un débit donné, et optimiser le système de production.

Cette optimisation se fait on déterminant le point de fonctionnement qui est le point

d’intersection des deux courbes, il faut donc que le inflow soit égal au outflow sinon il n’y

aura pas d’écoulement du fond jusqu’à la surface. Ceci est l’application de la loi des nœuds

qui veut que tout ce qui entre devra être égal à ce qui sort.

La détermination avec précision du point de fonctionnement est donc nécessaire avant la

complétion d’un puits ou avant de l’équiper d’un dispositif d’activation.

III-5. Inflow Performance Relationship (IPR):

L’écoulement du réservoir vers le fond est une partie essentielle du système

d’écoulement dans le puits. Cet écoulement dépend de la chute de pression dans le réservoir

( − ). La relation entre le débit et la chute de pression dans le milieu poreux peut être

très complexe et dépend des paramètres, tels que les propriétés pétrophysiques de la roche et

les propriétés des fluides, régime d’écoulement, la saturation des roches en fluide, la

compressibilité des fluides, la formation endommagée ou stimulée….



L’IPR montre donc la relation entre la pression de fond dynamique et le débit de

production provenant du réservoir.

Plusieurs méthodes ont été élaborées pour construire la courbe IPR des puits à huile et à

gaz, parmi ces méthodes on a :

III-5-1. La technique de l'indice de productivité :

On définit l’indice de productivité comme étant le nombre de baril produit par jour

pour chaque psi du drawdown (chute) de la pression de fond, le drawdown est définie

comme la différence entre la pression statique et la pression de fond dynamique, on peut

l’écrire avec une simple équation := ……………………..(05)

IP : indice de productivité (bpd/psi)

Q : le débit produit (baril par jour)

wsp : Pression de fond statique (psi)

wfp : Pression de fond dynamique (psi)

La méthode de l'IP suppose que tous les futurs débits de production vont évoluer d’une

façon linéaire avec la pression de fond, ce qui n’est pas le cas quand la pression de fond

chute au-dessous de la pression de bulle (la pression de bulle qui est la pression pour

laquelle la première bulle de gaz se libère du liquide).

Lorsque le gaz se libère de l’huile, on va avoir un écoulement diphasique dans les

abords du puits ce qui va diminuer l’index de productivité.

Pour estimer la courbe caractéristique du puits lorsque sa pression de fond est

inférieure à la pression de bulle une nouvelle théorie est apparue. [07]

III-5-2. Méthode de Vogel :

J.V Vogel a élaboré, en 1968, une formule empirique pour prévoir l’indice de

productivité pour des puits ou la pression de fond statique est inférieure à la pression de

bulle. Il a calculé l’IPR à partir de plusieurs puits qui ont des pressions de fonds différentes



………………………(06)

et des formations de différents paramètres pétrophysiques contenant des fluides différents en

PVT, et il a tracé la courbe IPR, à partir de cette courbe il a fait une approche numérique et

il a déduit son équation :

= 1 − 0.2 − 0.80q : Débit entrant (inflow rate) correspondant à wfP .

max0q : Débit entrant (inflow rate) maximum, correspondant à une pression dynamique nulle

( 0wfP ) (AOF).

wfP : Pression de fond dynamique.

RP : Pression du réservoir approximative.

La relation de Vogel peut être considérée comme une solution générale pour un

réservoir produisant au-dessous du point de bulle, c’est-à-dire à un régime de gaz dissous

(gas drive). Au-dessus du point de bulle, l’équation standard de Darcy reste toujours valable

considérant l’évolution linéaire de la pression en fonction du débit (méthode de l’IP).

Beaucoup de corrections ont touché l’équation de Vogel pour l’adapter aux différents

cas.[05]

III-6. Tubing Performance Curves (TPC):

La performance outflow décrit la relation entre le débit en surface et la chute de

pression dans le tubing. L'établissement et la prédiction de cette relation est compliqué du

faite de la nature multiphasique des fluides.

L'analyse de la courbe outflow requiert ainsi la connaissance du comportement de la

phase, les températures d'écoulements, la densité effective des fluides et les pertes de

charges.

Les résultats de la performance outflow sont le plus souvent représentés

graphiquement. Le graphe le plus retenu est celui qui montre la variation de la pression de

fond dynamique (flowing bottom hole pressure) en fonction du débit, à une pression avale

fixée (pression de tête, ou pression du séparateur). [04]



III-7. Les différentes corrélations de pertes de charges :

Plusieurs corrélations ont été développées au cours des années pour prévoir le rapport du

composant de gradient à l'écoulement vertical multiphasique. Beggs et Brill ont récapitulé

ces dernières corrélations dans trois catégories principales, chacune varie en termes de

complexité et de technique.

Catégorie A: Aucun effet de glissement ou régime d'écoulement n'est considéré

« Poettmann & Carpenter, Fancher & Brown ».

Catégorie B: L'effet de glissement est considéré, aucun régime d'écoulement n'est considéré

« Hagedorn & Brown, Gray ».

Catégorie C: Le glissement et le régime d'écoulement sont considérés « Beggs & Brill,

Orkiszewski, Duns & Ros ».

Cependant, aucune corrélation ne s'est avéré la meilleure par rapport aux autres pour toutes

les conditions d'écoulement. Les essais individuels de puits et l'expérience peuvent être

employés pour obtenir la corrélation qui s’adaptera mieux aux caractéristiques de chaque

puits.

III-7-1. L'utilité des corrélations :

Les corrélations de l'écoulement multiphasique vertical sont assez précises qu'elles sont

devenues très utiles pour les producteurs. Elles sont utilisées pour accomplir les fonctions

suivantes :

Déterminer les dimensions correctes des tubings.

Prédire le moment où le puits va perdre son éruptivité et nécessiter

une activation.

Faire le design des systèmes d'activation.

Déterminer la pression de fond dynamique Pwf.

Déterminer les IP des puits.

Prédire les débits maximums.

Chapitre IV Les pompes électriques submergées (ESP)


IV-1. Introduction :

Le système de pompage électrique submersible est constitué d'un moteur électrique et une

pompe centrifuge fonctionne dans la colonne de production et il est relié au mécanisme de

commande et le transformateur qui sont au niveau de la surface par le biais d'un câble

d'alimentation électrique. Les équipements du fond sont suspendus à la colonne de la

production juste au-dessus des perforations du puits. Et dans la plupart des cas, le moteur est

fixé sur la base de la garniture de travail. Au-dessus du moteur il y’a le protecteur, ensuite la

prise de fluide (intake) et parfois un séparateur du gaz, et enfin la pompe. Le câble électrique

est branché dans le sommet du moteur.

IV-2. Principe de fonctionnement :

Le fluide qui vient du réservoir, doit passer par le moteur afin de le refroidir et lorsqu’il

arrive à la prise (intake), il rentre dans la pompe. Cette dernière qui est constituée des

plusieurs étages qui sont disposés sous forme des combinaisons (aube/diffuseur) vont

augmenter la pression de fluide jusqu’à la pression nécessaire pour traverser le réseau de

collecte et atteindre le séparateur. Le mécanisme de commande au niveau de la surface

fournit la puissance nécessaire au moteur et protège les équipements de fond de l'ESP. La

conception de système de commande du moteur change en complexité de très simple jusqu'à

très sophistique, offrant des nombreuses options et apporte une amélioration des méthodes

de commande pour la protection et de la surveillance des opérations. [08]

IV-3. La composition d’un système ESP :

Le système de la pompe submersible a des performances très larges, c’est une méthode de

récupération très souple, à cause d’une flexibilité excellente de la commande de vitesse et

par conséquence une flexibilité dans le choix de débit en allant de 150 à 40.000 bbl/d, À

l’égard de la qualité de fluide pompé, la pompe peut manipuler un fluide de haut GOR, mais

les grands volumes de gaz peuvent fermer le passage de fluide vers le haut et détruire la

pompe. L’utilisation des matériaux et des revêtements métalliques spéciaux améliorent

considérablement la résistance à la corrosion et permet de manipuler des fluides chargés en

particules abrasives et de sable. Le système est constitué principalement de :

IV-3-1. La pompe ESP :

La figure (IV-1) montre une pompe centrifuge constituant de :



L'arbre de rotation (shaft) est relié au protecteur et au l’arbre de moteur .Il a pour

fonction principale de transmettre le mouvement de rotation et le couple produits par

le moteur aux aubes qui sont placées dans les étages de la pompe.

Les étages de la pompe sont des composants qui donnent une élévation de pression

au fluide. Un étage est constitué d’une aube tournante et d'un diffuseur stationnaire,

qui représentent les composants principaux de la pompe centrifuge.

L’aube reçoit la puissance de l'axe tournant et accélère les particules de fluide, et Le

diffuseur transforme la vitesse élevée de fluide (énergie cinétique) en pression.[10]

Figure IV-1 : COMBINAISON ARBRE DE ROTATION ET AUBES DE FORME

RADIAL

Figure IV-2: LA DISTRIBUTION DE LA PRESSION AU SIEN D’UNE AUBE

Les étages sont empilés en série comme il est illustré sur la figure (IV-2) afin d’incrémenter

la pression jusqu'à la valeur calculée qui convient au débit désirable. Le schéma IV-2 montre

le chemin d'écoulement du fluide qui pénètre dans l'entré des aubes, avec une certaine

énergie de rotation dont elle est exploitée pour centrifuger radialement les particules de

fluide et les projeter vers la sortie de l’aube. Une fois qu'il sort, le fluide fait une tour et

rentre dans le passage du diffuseur. Pendant qu'il traverse ce passage, le fluide est rebondi

sur les parois de diffuseur, où sa vitesse sera convertie en pression. Ce processus est répété

dans chaque étage jusqu'à ce que le fluide traverse tous les étages, et la pression atteinte la

pression de refoulement nécessaire pour développer la hauteur "head" (TDH) désirable de la

pompe.



Figure IV-3:LES CONSTITUANTS D’UNE POMPE ESP

Si on prend en considération le choix de débit et le type d’écoulement de fluide avec lequel

la pompe ESP fonctionne, on trouve deux types des étages, figure (IV-1 ) figure (IV-4), un

étage radial dont le fluide entre dans l’aube et le diffuseur avec des lignes de courant

parallèles à l'arbre de rotation (shaft) et sortent avec des lignes perpendiculaires par rapport

au même axe, ceci est appelé souvent "champignon" en vue de son aplatissement, et pour le

deuxième type ce sont des étages à écoulement mixte dons lequel la sortie de fluide de

diffuseur avec un angle moins de 90° par rapporte à l'axe de rotation. Ce dernier permet le

passage d'un débit plus importent que la conception radiale et aussi il n'est pas beaucoup

sensible à l'effet des particules solides et au gaz.

Figure IV-4:ETAGES A ECOULEMENT MIXTE

Un facteur essentiel qu’on doit prendre en considération lorsque du contrôle de la gamme

opérationnelle du débit c’est la force axiale par rapport aux aubes, la pression différentielle

et la force hydrodynamique exercée sur les deux côtés de chaque aube dans les étage criée

une force vers la direction axiale. La caractéristique principale pour les deux modèles des

étages c'est la méthode par laquelle ils portent leur poussée axiale produite, généralement,

les aubes peuvent être fixes ou flottantes.

Les aubes fixes sont immobilisées sur l'arbre de rotation. Les efforts axiaux des différentes

aubes sont donc transmis à l'arbre et neutralisés par 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 ne dépasse pas 6000ft, et de diamètre de la pompe ne

dépasse pas 6 inch. Les aubes flottantes ne sont pas immobilisées sur l'arbre.

Les efforts axiaux sont neutralisés par des coussinets situés entre le diffuseur et la roue.



Pour maintenir l'alignement optimum de chemin d'écoulement entre les aubes et ses

diffuseurs, Ces efforts axiaux sont minimums, et cela est vérifié si le débit de la pompe

correspondant au rendement maximum. Ils croissent au fur et à mesure que l'on s'éloigne de

ce débit (dans un sens ou dans l'autre), d'où l'intérêt de ne pas trop s'écarter du rendement

optimum pour la longévité du matériel. [08]

Figure IV-5:GAMME OPERATIONNELLE D’UNE ESP

IV-3-1-1. La courbe de performance de la pompe ESP:

Les fabricants donnent les caractéristiques opérationnelles de la pompe en prenant en

considération seulement un étage, et de l'eau de 1.0 SG comme un fluide de référence et

avec une fréquence de rotation entre 60-50 Hz .Un graphe de performance typique est

montré sur la figure (IV-10). Sur lequel la hauteur "Head", la puissance de freinage "brake

horsepower" (BHP) et l'efficacité de cet étage sont tracés en fonction du débit sur l'axe des

abscisses. L'efficacité de la pompe est donnée par le rapport entre la puissance hydraulique

sur la puissance de freinage « brakehorsepower ».

La hauteur "Head" est une mesure indirecte de la pression qui ne dépend pas de la densité de

liquide. Cela signifie que pour les fluides de faible viscosité, les performances de la pompe

peuvent être s'exprimé uniquement en termes de hauteur "Head" "H". [12]

= ∆ ……......(07). Et donc ∆ = 0.433 ………...(08)

∆ = la pression développée par chaque étage en psi

= la densité de fluide

= la hauteur « head » en ft

La relation théorique entre la hauteur "Head" H développée et le débit pour une aube dans

un diffuseur et donnée par l'équation d'Euler.



= ( − ) − − ……………………(09)

Figure IV-6: LES FORCES APPLIQUES SUR LE FLUIDE A L’ENTRE ET A LA

SORTIE DE L’AUBE

: La vitesse de rotation du rotor

: sont les angles de la tangente de la lame à l'entré et à la sortie de fluide à l’aube

respectivement.

: sont les rayons intérieur et extérieur de l’aube respectivement.

g : la gravité

H: l'épaisseur des lames constituant l’aube.

= le débit

Figure IV-7:INFLUENCE DE LA GEOMETRIE DE L’AUBE SUR LA

PERFORMANCE DE LA POMPE

La régression de la hauteur H "head" développée par la pompe est fortement accéléré par les

fuites de fluide et de la perte de charge, on distingue trois types :

Pertes hydrauliques comprenant :

Perte de diffusion due à la divergence, ou convergence.

Perte due au choc du fluide contre les parois.



……..………………(10)

.......................…...(11)

Perte due à la turbulence au niveau du refoulement de l’aube.

les pertes par frottement: qu’il est d’autant plus important quand le débit et la

vitesse augmentent.

Pertes mécaniques: La perte la plus significative c’est la perte de palier de butée.

Les pertes mécaniques n'ont aucun effet sur la hauteur et la capacité d'une pompe

mais ils augmentent largement la puissance de freinage.

Figure IV-8: INFLUENCE DES PERTES SUR LA PERFORMANCE D’UNE AUBE

La puissance de freinage c'est l'énergie nécessaire fournie par le moteur pour que l’arbre de

rotation (shaft) de la pompe tourne. Une partie de cette énergie est absorbée à l'intérieur de

la pompe sous forme de chaleur.

Figure IV-9: EVOLUTION DE PUISSANCE DE FREINAGE EN FONCTION DE

DEBIT

L’efficacité de la pompe est donnée par la relation :η = HP /HPHP = 7.3710 qHγTelle que:HP ,HP : La puissance hydraulique et de freinage respectivement.

Theoretical head (Euler head)

Flow rate, Q

Head

, H

Leakage/Recirculation losses

Hydraulic losses

Friction lossesActual Head



Pratiquement, une pompe est testée avec une vitesse constante en changeant le débit via de

la duse. Pendant l'essai, le débit, la différence de pression ∆P, et les puissances de freinage

sont mesurés en plusieurs points. Le ∆P est alors converti en hauteur "head" et l'efficacité

globale de la pompe est calculée. En exploitant ces données, nous pouvons construire la

courbe de performance de la pompe.

La courbe de performance d'une pompe centrifuge peut être résumée dans une seule courbe

sur lequel en représente la hauteur "head" en fonction du débit pour tous les fluides à base

viscosité.

Figure IV-10: GRAPHE DE PERFORMANCE DE LA POMPE ESP

Comme on a vue auparavant, pour convertir La hauteur "head" (en feet par étage)

développée par une pompe centrifuge en pression, on peut écrire:

IV-3-1-2. Pompage des fluides à haute GLR :

Généralement, la présence du gaz libre dans la brute pompée a un effet délétère sur la

fiabilité et le rendement d’une pompe ESP conventionnelle, et principalement on adopte

trois méthodes pour éviter ces détriments :

Soit on place la pompe dans un siège assez profond dont la pression d’aspiration est

supérieure à la pression de bulle.

Soit on sépare le gaz avant son rentré dans la pompe et on le fait sortir par

l’intermédiaire de l’espace annulaire.

Soit on modifie la pompe de sorte qu’elle puisse manipuler le gaz libre.

La pression développée par l'ESP = la hauteur"head" par étage × legradient de liquide × le nombre des étages



............(13)

..............................................(14)

...............(12)

Le gaz dissous dans la brute n’a aucun effet préjudice sur la rentabilité de la pompe, par

contre il a un effet bénéfique à l’instar d’alléger la colonne hydrostatique et faire une

régression de la viscosité conduisant ainsi à une culminante efficacité. Le gaz qui affecte la

pompe c’est le gaz libre et à cause de sa haute compressibilité le débit de production V va

subir une variation significative tant la pression de fluide augmente en allant de la pression

d’aspiration jusqu'à la pression de refoulement, et pour chaque pression entre les deux

valeurs, et si tous le gaz est pompé par le fluide le facteur de volume est donné par

l’équation : VF = wc + (1 − wc)B + [GLR − (1 − wc)R ]Bwc: Le water cut.B : Le facteur de formation pour l’huile.GLR: Taux de gaz par rapport au liquide.R : GOR de solution.B : Facteur de formation pour le gaz.

Et si un certain pourcentage de gaz est séparé ce facteur devient :VF = wc + (1 − wc)B + GIP[GLR − (1 − wc)R ]BEt pour les deux cas le débit qui travers la pompe c’est :V = q VFq : Débit dans les conditions standards.

IV-3-1-3. Le choix de la pompe :

Pour mieux choisir une pompe pour un puits donné on va procéder premièrement à

déterminer les conditions requises de pompage, la pompe généralement est installée

au-dessus des perforations afin de permettre au fluide de passer par le moteur induisant son

refroidissement nécessaire, le débit possible est d’autant plus important quand la profondeur

où on met la pompe augment à cause de la chute de pression de fond, pour les puis à forte

GLR, exceptionnellement on place la pompe immédiatement au-dessus de la zone de

turbulence, on peut placer la pompe au-dessous des perforations si il y a un espace et cela

pour maximiser la chute de pression et avoir une bonne séparation naturelle de gaz et en

conséquence la production. Pour tous les installations des pompes il faut que la pression

d’aspiration soit supérieur au égale 150 psi équivalent approximativement à une colonne de



...................(15)

........................(16)

350ft de fluide au-dessus de la pompe et sans cette submersion les performances de la

pompe seront détériorés.

Figure IV-11: LE DEBIT DE PRODUCTION EN FONCTION DE PROFONDEUR

DE LA POMPE

La puissance de la pompe et donnée par la formule suivante := 1,72 ∗ 10 ∆ ( + )Telle que:

HP= la puissance nécessaire∆p= le gain de pression

qo= débit de l’huile, STB/day

qw= débit d’eau, STB/day.

Bo= facteur de formation de volume de l’huile dans les conditions d’aspiration bbl/STB.

Le taux de gaz libre qui rentre dans la pompe :GLR = (1 − E )(R − f R )La valeur de la fraction de gaz libre Es séparé au niveau de la pompe et dépend du

séparateur utilisé, sinon on utilise Es=0.5R = gas / liquid ratio de production total.

Rs = gas / oil ratio de solution dans les conditions d’aspiration de la pompe.

fo= la fraction de flux de l’huile.



IV-3-2. Séparateur de gaz :

Pour réduire la quantité de gaz libre, un séparateur est installé juste à l’entrée de fluide dans

la pompe. Il améliore la ségrégation du gaz libre et le dévier vers l’annulaire, deux types de

séparateur de gaz sont disponible the cup type et centrifugal type, le premier type fait la

ségrégation du gaz par un changement brusque de la direction de débit et le second type

sépare le gaz léger du liquide lourd par une force centrifuge crée par le moteur et transmise

par l’arbre de rotation vers des rotors qu’ils sont placés dans le séparateur, et pour les deux

cas c’est la force centrifuge provient le changement de direction de fluide qui favorise la

ségrégation, Ils sont capable de séparer un pourcentage qui dépasse 20% du gaz avant

d'entrer dans la pompe.

IV-3-3. Protecteur :

Placé entre l'axe du moteur et la pompe ou l'axe de séparateur. Il permet l'expansion d'huile

diélectrique contenue dans le moteur suite à l'augmentation de la température due à la haute

température géostatique du fluide de réservoir et l’échauffement du moteur. Le joint est

conçu pour recevoir cette expansion et réduire la contrainte sur la chambre à huile.

La différence de pression entre l'espace annulaire et le fluide diélectrique du moteur peut

causer un échappement du fluide de réservoir dans le moteur. La présence de ce joint

empêche les fluides du réservoir de passer en égalisant cette différence de pression. Ainsi

que ce protecteur est équipée par une butée (thrustbearing) qui absorbe la poussée axiale

vers le bas (down-thrust) qui manifeste au niveau de la section de l’axe.

IV-3-4. Moteur électrique submersible :

Le moteur de ESP est de type d’induction, bipolaires, triphasique. Une conception bipolaire

signifie qu'il fonctionne avec une fréquence de 60 hertz équivalent de 3600 t/min dont la

vitesse de fonctionnement réelle est approximativement 3500 t/min. il produit une puissance

triphasique en travaillant dans une gamme de potentiel en allant de 230V jusqu’à 5000V.

Généralement, la longueur et le diamètre donne une estimation de la puissance du moteur.

Puisque le moteur n'a pas un câble électrique allongé sur sa longueur, il est fabriqué avec un

diamètre légèrement plus grand que la pompe et le protecteur.

IV-3-5. Armoire de contrôle :

L'armoire de contrôle est un dispositif utilisé pour assurer un démarrage progressif du

moteur avec protection, elle fournit également la possibilité de surveiller le système de

production avec l'utilisation d'un appareil d'enregistrement.



........................(17)

..................................(18)

................................(19)

IV-3-5-1. Ses fonctions :

Marche / Arrêt.

Enregistreur de l'intensité.

Relais de surintensité.

Relais de sousintensité.

Temporisateur pour redémarrage. [11]

IV-3-5-2. Les lois d’affinité d’une pompe :

Le besoin de changer la vitesse de fonctionnement de la pompe est omniprésente durant la

production à cause de changement durable des paramètres de production et les processus de

changement sont régies par des relations entre les paramètres de la pompe, dont on trouve

que le débit et la hauteur « head » augmentent d’autant que la vitesse augmente. [08]

Les relations existent entre les différents paramètres, le débit, la hauteur « head », la

puissance et l’efficacité de la pompe centrifuge avec la vitesse de rotation des aubes et qui

s’appellent les lois d’affinité et qu’ils sont données comme suite:= =Telle que :

N : vitesse « Rpm ».

f : fréquence « Hertz ».

q : débit « BPD ».

-Pour la hauteur « head » : = ( ) = ( )-Pour la puissance : = ( ) = ( )IV-3-6. Moniteur de pression et de température :

Les besoins de changer la dimension de la pompe, le débit ou faire un workover du puits

peuvent être déterminés quand des données actuelles sur la pression du réservoir sont

valables. Et pour cela un moniteur utilisé pour la mesure conjugale de la pression et la

température du fond de puits, ayant la possibilité d'enregistrer spontanément et sans

interruption les deux paramètres, afin de détecter les défiances électriques, et régler la

vitesse de fonctionnement en utilisant le VSD.



IV-3-7.Transformateur :

La distribution du courant électrique sur le champ de pétrole est habituellement réalisée à

une tension intermédiaire. Et puisque la pompe ESP peut fonctionner dans l'intervalle de

250 jusqu'à 4000 volts un transformateur doit être utilisé pour transformer la distribution de

tensions.

IV-3-8. Boîte De jonction "Junction box" :

Elle a trois fonctions, d'abord fournir un point pour relier le câble électrique du système de

commande au câble électrique qui vient du puits, elle représente aussi un passage du gaz à

l'atmosphère en cas de son migration jusqu'au câble électrique, et fournit un point de test

pour vérifier des unités de fond.

IV-3-9. Centralisateur :

Particulièrement utilisés dans les puits déviés pour éliminer l'endommagement et obtenir un

refroidissement approprié des équipements, ils empêchent également l'endommagement du

câble dû au frottement.

IV-3-10. Le Câble :

Des câbles électriques de trois phases sont employés pour transmettre la puissance de la

surface jusqu'au moteur submersible. Ils doivent être de petits taille et bien protégés contre

l'environnement agressif au fond de puits.

Chapitre V Partie calcul


V-1. Problématique et objectif :

Le gisement d’Amassak est le gisement le plus récent dans la région TFT, il représente

10% des réserves en place et produit en éruptif, son maintien de pression est assuré par

l’injection d’eau depuis 1995, il contient 37 puits d’exploitation.

Parmi les puits d’Amassak on trouve AMA #52 et AMA #09 qui ont connu une diminution

remarquable de débit de production au cours du temps ce qui nécessite les intervenir.

Le soutirage dans ces deux puits se fait par l’éruption naturelle mais une fois cette énergie ne

répond pas aux contraintes de production dont les réserves en place sont importantes, on a

proposé d’équiper ces puits par des ESP (Electric Submersible Pump) en vue d’améliorer la

production en augmentant leurs débit.

V-1-1. Justification du choix de ce mode d’activation :

1. Il n’y a pas des installations de gas-lift dans la zone Amassak.

2. Les deux puits ont faible GOR avec une température de fond moyenne (n’est pas

élevée). donc Ces conditions sont adéquates pour le fonctionnement de la pompe.

3. Il existe un stock des pompes disponibles à utiliser dans le magasin.

dans ce chapitre on va faire le design de la pompe pour chaque puits avec une étude

d’optimisation de débit de production puis l’influence des différentes paramètres sur le

système globale( la sensibilité) en utilisant le logiciel « PIPESIM ».

V-2. Aperçu sur le logiciel d’optimisation (PIPESIM) :

Le PIPESIM (Pipeline simulator) est un logiciel d'analyse de Performance des

Systèmes de production. Il peut aider les ingénieurs de production ou de réservoir pour

prédire l'écoulement et la température dans les tubings et les pipelines avec exactitude et

rapidité. Les calculs de sensibilité que PIPESIM nous offre permettent aux designs existants

d'être optimisés et l'influence des futurs changements sur les paramètres du système

considéré.

En séparant la modélisation de chaque composant du système de production, PIPESIM

permet ainsi à l'utilisateur de vérifier chaque modèle de sous-système par le biais de la

fonction matching. Il peut être utilisé aussi pour modeler le puits dans les différents

scénarios et faire les prédictions avancées de pression de réservoir basées sur les données de

la production de la surface.



Ce logiciel est un simulateur conçu par Schlumberger afin d’effectuer les tâches suivantes :

L’optimisation de l’équipement des puits.

L’analyse des performances des puits.

L’analyse des réseaux des puits.

L’optimisation de la production.

V-3. Performance des puits :

V-3-1. La procédure pour faire un modèle du puits :

En règle d’achever notre objectif, nous accomplissons une procédure qui est le même pour

chaque puits, et pour éviter la répétition à chaque fois nous essayons de présenter le détail de

modélisation et d’analyse nodal avec quelque analyse de teste de sensibilité pour un seul

puits qui est AMA #52.

Pour l’autre puits nous suivons la même procédure et méthodologie.

V-3-1-1. Procédure :

Avec l’utilisation du logiciel ‘’PIPESIM’’ et pour choisir le model valable qui est

convenable avec nôtres puits ; on procède de la manière suivante :

Construire le model physique :

o Sélectionner les composantes de model qui contient le réservoir avec

complétion verticale, tubing simple et vertical, et la duse (le nœud est au

niveau des perforations).

o Entrer les données de chaque composante du model.

Sélectionner la corrélation (matching).

Sélectionner l’opération : nodal analysis pour avoir le point de fonctionnement.

Les tests de sensibilité pour influence de :

o WC sur les courbes inflow-outfow du puits.

o Fréquences sur la courbe de performance de la pompe.

o Nombre des étages sur la pompe installée.

o Diamètre de tubing sur le puits.



......................(20)

......................(21)

V-3-1-2. IPR des complétions verticales :

Les IPR a été développées au model d’écoulement de fluide en réservoir de la formation

jusqu'à le puits. Ils sont formulés en termes de Pws, Pwf, et le débit d’écoulement (Q).

PIPESIM offre le détail d’IPR pour les réservoirs d’huile et de gaz.

Selon la sensibilité des données d’AMASSAK on utilise le model de Vogel dans notre

étude. L’équation de Vogel a été développée pour les modèles saturés de puits d’huile.

Calculer le débit maximum absolu(AOF) :

Q : débit actuel de puits par test des puits.

Pwf, Pws

calculer AOF en utilisant les données précédentes.

Théorie : Pour calculer le débit maximum on utilise la relation := 1 − (1 − ) −C : coefficient de vogel égale 0,8.

V-3-1-3. Corrélations d’écoulement vertical :

En ordre d’obtenir un modèle de puits, une corrélation d’écoulement verticale doit être

utilisée. Cette opération utilise toujours les données de teste accrochées à chaque corrélation

d’écoulement multiphasique pour un système particulier, d’où accorder la corrélation

convenable à déterminer pour chaque système.

Pour sélectionner la corrélation convenable, nous procédons les étapes suivantes :

1. Donner le débit d’écoulement et la pression de réservoir statique (Pws).

2. Sélectionner la pression de sortie (Outlet) comme un variable à calculer.

3. Sélectionner plusieurs corrélations d’écoulement multiphasique.

4. Comparer les résultats à déterminer par ces corrélations avec les données mesurées.

5. Calculer l’écart moyen APD (average percentage differential) := é é ∗ 100 (%)6. choisir la corrélation convenue au minimum d’écart.

7. Prendre la corrélation choisie, tracer les courbes IPR et VLP (par analyse nodal).



8. Vérifier que la corrélation choisie donne un bon résultat lorsqu’elle a été comparée

avec les données actuelles.

9. Avec la corrélation sélectionnée nous effectuons les tests de sensibilités pour

diffèrent paramètres pour savoir le future et le comportement de puits.

V-3-2. Construire le model de puits :

V-3-2-1. Donnés nécessaire pour faire le model :

Tableau V-1 : Données du test pour AMA #52

Tes

t DST

le03

/08/

2011

Pr(p

sig)

Pwf(

psig

)

Tw

f(0 C

)

Tw

h(0 C

)

Qo

(m3/

D)

Ptbg

(Bar

)

WC

(Sm

3 /m3 )

GO

R(S

m3 /m

3 )

Do

(g/c

c)

Gas

SG(a

ir=1

)

ØD

use

(in)

1734 1296 79.49 40.1 23.8 27 0.0 179 0.806 0.84 20/64

Dét

ails

de

la

com

plét

ion Tbg depth Tbg OD "

Csg depth

(m)Csg OD " Perf intervales (m)

0-1941.25 2 " 7/8 0-1966 7 " 1955.53 - 1976.53

D’après les données d’AMA#52 et par l’utilisation de PIPESIM nous obtenons les

résultats suivants présentés sous forme des courbes et des tableaux avec toutes les étapes.

Mais pour l’autre puits nous utilisons seulement des résultats résumés (Pour plus de détails

sur AMA#09 voir l’annexe).

V-3-2-2. Construction d’un model:

Pour construire un model en utilisant le PIPESIM il faut :

1. Construire le model physique : le départ est le réservoir avec complétion

vertical, tubing et en fin la duse.

2. Entrer les données de chaque composante du model.



Figure V-1 : CONSTRUCTION D’UN MODEL DU PUITS AMA#52.

V-3-2-3. Choisir la corrélation d’écoulement vertical :

Nous sélectionnons les différentes corrélations d’écoulement multiphasique disponible dans

le PIPESIM, le tableau (V-2) indique les corrélations sélectionnées pour le matching.

Tableau V-2 : Les différentes corrélations sélectionnées pour le matching.

Flow Correlation SymbolePwh més

(bar)

Pwh cal

(bar)

L'erreur

en %

Beggs & Brill Original BBO 28.2520 4.8326 82.89

Beggs & Brill Revised BBR 28.2520 6.5228 76.91

Duns & Ros DR 28.2520 9.9577 64.75

Hagedorn & Brown HBR 28.2520 35.8665 -26.95

Hagedorn & Brown, Duns & Ros map HBRDR 28.2520 35.8665 -26.95

Gray (modified) GRAYM 28.2520 32.8752 -16.36

Gray (original) GRAYO 28.2520 32.8252 -16.18



......................(22)

D’après les données d’AMA#52 et par l’utilisation des corrélations nous obtenons les

résultats présentés dans la figure V-2 :

Figure V-2. LES COURBES DE VLP (MATCHING) D’AMA#52.

Selon les résultats obtenus par le software représenté dans la figure V-2 on peut dire que la

bonne corrélation est celle qui donne le minimum d’erreur : la différence entre la Pwh

mesurée et calculée,

Pwhmés = 28.2520 bars.

Pwhca = 32.8252bars.

Tel que : Pwh : la pression en tête de puits.

Donc la corrélation la plus proche c’est : «GRAY original ».

V-3-2-4. Analyse nodal :

Cette opération (analyse nodal) est toujours utilisée pour effectuer l’assortiment (matching)

des courbes IPR et VLP, on varie les coefficients de friction et de holdup.

Figure V-3. ANALYSE NODAL : LES COURBES VLP/IPR.

= P é − PP é ∗ 100 = −16.18%



D'après la figure V-3 on tire les résultats suivants:

AOF (Absolute Open Flow) = 59.38 m3/d

Point de fonctionnement: Qliq cal = 23.7m3/d et Pwf cal = 1296 psig.

D'après les données des tests : Qliq mes =23.8 m3/d et Pwf mes = 1296.5psig.

Pour le débit de liquide : APD = 0,42 %.

Pour la pression Pwf : APD= 0,03 %.

D'après les valeurs extraites à partir les courbes et celles mesurées, l’APD calculé

montre que le model utilisé est favorable pour la simulation du puits. Donc :

Le model est valide.

V-4. Choix de l’unité de pompage :

V-4-1. Choix du débit désirable :

Le débit désirable pour chaque puits est choisi de telle manière à avoir une flexibilité dans le

choix de combinaison moteur-pompe-séparateur puisque un débit désirable important

implique une pression de fond très faible et ce dernier représente un facteur très important

dans la détermination de la quantité de gaz libre au niveau de l’aspiration de la pompe qui

réduit par la suite le nombre des pompes candidates qui peuvent véhiculer cette quantité.

A partir de la courbe IPR/VLP on a choisi comme débit désirable de Q = 50 m3/j.

Le niveau dynamique H correspondant au ce débit est :

= − . ∗ = . − . ∗ ,. = .V-4-2. Critères de Choix de la pompe :

Après avoir déterminé la série de la pompe à partir du diamètre intérieur du casing qui est

dans notre cas 6,184 in, on cherche le type de la pompe qu’il se distingue des autre types

en géométrie, forme, et le nombre des étages, la hauteur, et la longueur, en basant dans cette

tâche sur :

la vérification que le débit désirable est inclue dans la gamme opérationnelle de la pompe.



......................(23)

......................................(24)

Le débit désirable doit être tombé sur le point de meilleur efficacité BEP qui est obtenu

par l’optimisation de la fréquence et le nombre des étages.

Si plusieurs types vérifient ces conditions on cherche :

La pompe de faible puissance requise qui demande un petit moteur.

La pompe ayant une courbe de performance dont la ponte est très forte puisque

lorsqu’une chute de la pression due par exemple à la production du gaz ou le TDH

est différente de celui du design on n’aura pas un effet remarquable sur la capacité de

la pompe.

Pour la détermination des nombres des étages on applique cette formule

=Tell que :

TDH: total dynamic head.

Head/stage: head par étage.

V-4-3. Critères de Choix de moteur :

Le diamètre extérieur du moteur est sélectionné de la même façon que celui de la pompe

sauf dans ce cas il faut prendre en considération son refroidissement, la vitesse de fluide qui

traverse le moteur et qui permette un bon refroidissement toute en évitant son érosion par le

sable doit être entre 1ft/s et 12ft/s et pour les puits de fort taux de sable cette dernière valeur

ne doit pas dépasser 7ft/s.

Le critère de la puissance développée par le moteur est très important vue que le coût de

l’énergie représente la partie majoritaire du coût total de la production, par conséquent

l’efficacité du moteur doit être traité soigneusement, et donc il faut choisir le moteur qui a

une puissance nominal juste supérieur au BHP de la pompe qui est donné par la formule

suivante : = ×BHP pump : la puissance de rotation nécessaire.

BHP/stage : puissance nécessaire par étage.

γl : la viscosité de fluide.



V-4-4. Choix de séparateur de gaz :

La séparation de gaz joue un rôle prépondérant dans la fiabilité de système de pompage

ESP, en vue des préjudices causés par le gaz libre qui rentre dans la pompe. La solution

idéale de ce problème est la production avec une pression d’aspiration supérieure à la

pression de bulle mais cela limite beaucoup le débit désirable. Et dans notre cas on a choisis

le séparateur de gaz rotatif qui est reconnue par une bonne efficace « 90% d’efficacité de

séparation».

V-5. Le résultat donné par le PIPESIM pour le puits AMA-52 :

V-5-1. Design du puits avec la pompe appropriée :

Figure V-4: RAPPORT DU PIPESIM SUR LE PUITS AMA#52.



V-5-2. La Courbe de performance de la pompe sélectionnée :

Après l’optimisation et faire rapprocher le point de fonctionnement de la pompe avec le

« BEP » la fréquence opérationnelle devient égale 60 Hz et la courbe de performance est

donné sur le schéma suivant :

Figure V-0: LA COURBE DE PERFORMANCE DE LA POMPE CHOISIEE POUR

LE PUITS AMA#52.

V-5-3. Inflow et outflow performance de puits après installation de la pompe :

En appliquant l’analyse nodale au point de refoulement de la pompe, on obtient la figure

suivante :

Figure V-6: IPR/VLP APRES L’INSTALLATION DE LA POMPE DANS LE PUITS

AMA#52.



Tableau V-3 : Résultat de l’analyse nodal pour le puits AMA#52.

V-6 La Sensibilité:

Les sensibilités sont les scénarios qui nous pouvons utiliser pour voir comment les

différentes variables affectent le système globale. On peut utiliser la sensibilité pour

estimer un variable connu par estimateur au variable avec plusieurs valeurs possibles.

Ensuite, on utilise les données de sortie (outlet) pour estimer la valeur du variable en

comparant les résultats de sensibilité avec les résultats comptés. Les tests de sensibilité

effectués dans cette étude sont basés sur différentes paramètres, pour voir l’influence de

chacun sur le débit de production et sur le système globale.

Les tests effectués sont :

V-6-1. La Sensibilité de nombre des étages sur la pompe installée :

Le test de sensibilité sur le nombre des étages nous donne la figure suivante qui montre une

augmentation de débit de liquide en fonction de nombre des étages, mais l’augmentation de

nombre des étages engendre aussi une élévation de la pression à l’intérieure de la pompe qui

est accompagnée certainement par une compression de gaz supplémentaire à l’intérieur.

Figure V-7 : INFLUENCE DE NOMBRE DES ETAGES SUR LE DEBIT.

Operating Rate 47 (m3/j)

Operating Pressure 670 (psig)

Water cut 00.0 %

Operating GOR Inside ESP 179 ( m3/m3)



On peut augmenter le nombre des étages afin d’avoir un débit supérieur au débit désirable

puisque il n’a pas d’influence sur le point de fonctionnement de la pompe mais la charge de

moteur qui devient supérieur à 75% empêche cette éventualité.

V-6-2. La Sensibilité des fréquences sur le débit de la pompe :

L’installation de VSD est indispensable, dont le but de faire ajuster les paramètres de la

pompe en fonction des changements de débit.

La figure ci-dessous montre l’influence de la fréquence sur la courbe de performance du

puits et la pompe choisie, une augmentation du débit de liquide en fonction de fréquence est

constatée, donc on peut régler le débit sans modification de l'unité de fond.

Figure V-8: INFLUENCE DES FREQUENCES SUR LE DEBIT DE LA POMPE.

V-6-3. La Sensibilité sur le WC sur le puits :

L’augmentation de WC influée considérablement le comportement de notre puits et

particulièrement la performance de la pompe choisie, et l’application de l’analyse nodale au

point de refoulement de la pompe avec une pression de tête =28 bar nous donne la figure

suivante:



Figure V-9: INFLUENCE DE WC SUR LES COURBES INFLOW OUTFLOW DUPUITS.

la croissance de WC provoque une augmentation de la colonne hydrostatique dans le

tubing qui justifier l’augmentation de la pression de refoulement nécessaire, et d’autre côté

cette tendance du WC engendre une diminution sensible de la quantité de gaz libre dans

l’aspiration de la pompe et augmentation de la densité moyenne du fluide donc l’énergies

nécessaire pour faire tourner l’arbre de rotation « BHP » dans ce fluide augmente et

l’énergie cinétique transformée en head aussi augmente donc ΔPpump qui provient de la

pompe augmente (le head est constant en fonction de débit mais la pression dépende de

la densité) puisque la vitesse de rotation reste constante = 60 Hz et d’autre côté la pression

d’aspiration augmente suite à l’influence de WC sur l’IPR (sur la FBHP) pour le même

débit donc on aura une augmentation de la pression de refoulement

Comme il est montré précédemment, une augmentation de la pression d’aspiration et de

refoulement sont enregistrés d’autant que le WC augmente.

V-6-4. La sensibilité de diamètre de tubing sur le puits :

Afin de connaitre l’influence de diamètre de tubing sur la production à l’aide de système

ESP et justifier le choix de tubing on fait une sensibilité sur le diamètre de tubing.



Figure V-10 : L’INFLUENCE DE DIAMETRE DE TUBING SUR LE PUITS.

On constate que le diamètre de tubing n’a pas d’influence notable sur le point de

fonctionnement de la pompe donc notre choix du tubing 2 " 7/8 est judicieux.

V-7. Le résultat donné par le PIPESIM pour le puits AMA-09 :

V-7-1.Design du puits AMA# 09 avec la pompe appropriée :

Figure V-11 : RAPPORT DU PIPESIM SUR LE PUITS AMA#09.



V-7-2 .Inflow et outflow performance de puits AMA# 09 après installation de la

pompe :

En appliquant l’analyse nodale au point de refoulement de la pompe, on obtient la figuresuivante :

Figure V-12: IPR/VLP APRES INSTALLATION DE LA POMPE.

Tableau V-4: Résultat de l’analyse nodal pour le puits AMA#09.

V-7-3. Résumé de la sensibilité pour le puits AMA#09 :

Généralement les tests de sensibilité donnent les mêmes résultats pour les deux puits, on les

résumés comme suit :

Les sensibilités effectuées de fréquence et de nombre des étages sur les courbes de

performance montrent une augmentation de débit de production, par contre les tests de

sensibilités du diamètre de tubing sur les performances de la pompe et du puits ne montrent

pas une amélioration notable sur la production.

N.B : pour plus de détails sur les résultats d’AMA-09 voir annexe.

Operating Rate 79.202 (m3/j)

Operating Pressure 980 (psig)

Water cut 29.70 %

Operating GOR Inside ESP 136 (m3/m3)



.............................(25)

...................(26)

V-8. ETUDE ECONOMIQUE :

Calcul du rendement : = é éé é é ×Pour le puits AMA-52 : = × η=94%

Pour le puits AMA-09 : = . × η=82,6%

Tableau V-5 : Récapitulatif des deux puits

AMA#52 AMA#09

Cas actuel SansESP Avec ESP Cas actuel Sans

ESP Avec ESP

Q0 (m3/j) 23.8 47 10.1 70.202

Gain (m3/j) 23.2 42.25

Calcul du POT (délai de récupération) :

Le pay out time « POT » est définit comme le temps nécessaire pour que le cumul des cash

d’exploitation d’un projet devienne égal au capital initialement investi.

Les données et les procédures nécessaires pour accomplir le calcul du POT sont :

Le cout total de l’installation d’ESP pour les deux puits : 950 000 $

Le coût du baril de pétrole en dollars : 45 $, c’est-à-dire: 4918,05 DA (Le 22/04/2016).

Les impôts représentent 27°/° de résultats brut.

Le débit d’huile Qo= (23.2+42.25)=65.45 m3 /j = 411.89 Baril/j= ∗ . ∗ . ≈ 70Donc, après 70 jours de production avec le ESP on a des bénéfices.

D’après les résultats ci-dessus, le pay out time (POT) pour les deux puits est très courte

est estimé par 70 jours suite au débit considérable de la production malgré la chute du prix

de pétrole dernièrement, on constat clairement que la pompe ESP est rentable.

Et donc de point de vue économique l’installation d’ESP dans les deux puits est

réalisable.

Conclusion


Conclusion générale

Le pompage électrique immergé est une technique de récupération très simple et efficace

dans les puits qui ont faible GOR avec une température de fond n’est pas élevée et en

l’absence de sable.

Le choix de design, les procédures suivies durant le travail par l’ESP et le contrôle des

paramètres de la production améliorent beaucoup la durée de vie des instruments et rendent

ce système un outil très puissant de la production, puisque l’implantation des pompes ESP a

un risque très important à cause de la complexité des équipements et la durée de vie limitée,

et quand une pompe tombe en panne on a besoin une opération de workover qui est plus

coûteuse par rapport à une simple opération de wireline.

L’évolution de WC influe considérablement sur les performances du système ESP et nous

oblige de changer la fréquence et réajuster les paramètres de la pompe afin d’éviter son

endommagement.

La sensibilité effectuée de fréquence et de nombre des étages sur les courbes de performance

montre une augmentation de débit de production, donc on peut profiter cette amélioration

pour le réglage du débit sans modification de l'unité de fond, par contre les tests de

sensibilité du diamètre de tubing sur les performances de la pompe ne montre pas une

amélioration notable sur la production.

Puisque les pompes ESP n’ont été jamais installées dans le champ d’AMASSAK , il est très

difficile de prévoir le comportement de réservoir en matière de pression et de WC ,donc

l’utilisation des pompes de gamme opérationnelles très large sera nécessaire, aussi dans le

design de la pompe la combinaison moteur-pompe et la puissance électrique de chaque

composant du système doivent être prises en considération en vue qu’elles représentent les

parties les plus coûteuses dans l’opération de la production.

Pour les puits AMA#52 et AMA#09 l’ESP est la méthode d’activation la plus convenable

surtout en l’absence des installations de gas lift car elle donne une augmentation très large

de la production par rapport à l’état naturelle des puits, aussi est une solution rapide,

efficace et économique, donc de point de vue générale l’ESP représente un bon choix.

Recommandation


Recommandation

Pour rendre le système ESP plus rentable et efficace que possible, un certain nombre de

recommandations doivent être prises en considération :

Il est préférable de placer la pompe au-dessous des perforations s’il y a un espace et

cela pour maximiser la chute de pression et avoir une bonne séparation naturelle de

gaz et en conséquence la production.

Faire un contrôle quotidien parce qu’un manque d’attention même très court sur un

comportement de ESP est peut avoir des effets irréversibles et entrainer un

remplacement de celle-ci.

Pour éviter le problème de cavitation, il faut qu'une pression suffisante soit toujours

assurée à l'aspiration de la pompe.

Dans des puits froids, on peut faire travailler les moteurs en surcharge

Si aucune pompe n’a été descendue dans le puits, avant toute opération, descendre un

calibre.

Lors des remplissages du moteur avec de l’huile, il ne doit pas y avoir des bulles d’air.

Faire des tests périodiques sur les puits pour mieux connaitre le comportement du

réservoir.

Ne pas exercer de tension excessive sur le câble électrique.

Refaire l’optimisation après chaque évolution des paramètres.

Bibliographies


Bibliographies :

Livres :

[1] Kermit E., Brown B., Optimization of oil and gas wells by nodal systems analysis university

of Tulsa, p, 09 (1984).

[2] Beggs H., Production optimization using nodal analysis. Oklahoma, (2002).

[3] Brown k E., The technology of artificial lift methods. Tulsa, p, 41 (1984).

[4] Llc.ihs, d. Well performance analysis, p, 32 (2002).

[5] Vogel. j. W., Inflow performance relationships for solution gas drive wells. Jpt,

Jan, p, 11 (1968).

[6] H.dale. beggs ., production optimization using nodaltm analysis, tulsa, ,(2003)

[7] Cosse R., Techniques d’exploitation pétrolière. IFP France, p, 138 (1988).

Thèse et mémoires :

[8] Ray B., Bekiret K., contribution à l’amélioration de la production au champ de hmd par

l’optimisation du gas lift et l’installation des pompes submergées, engineer thesis, IAP

boumerdes, (algérie), p. 36 39 50, (2013).

[9] Khellou S., hamdoud M., boutayeb N., contribution à l’étude de l’influence du water cut sur

l’optimisation de gas-lift, master thesis , ouargla university ,(algérie), p.16 18, (2012).

[10] Knut Undheim S .,Evaluation of artificial lift methods on the Gyda field .,Master's Thesis,

university of Stavanger, p, 21, (2009).

Rapports :

[11] Total,. Le Puits activé par Pompe Centrifuge Immergée, paris, p - 27, (2007).

[12] Schlumberger., ESP design and technology, p 15, (2002).

Annexe


Fig : COUPE STRATIGRAPHIQUE DU CHAMP TFT

Annexe


CARACTESTIQUES DES FLUIDES DU GISEMENT

CHAMP : AMASSAK

1- HUILE :

- Pression initiale du gisement............................................Pi = 202 kg/cm2

- Température du gisement................................................T = 85 °C

- Pression de bulle.............................................................Pb = 202 kg/cm2

- FVF initial......................................................................Boi = 1.472 m3res/m3std

- GOR de dissolution initial................................................Rsi = 161.5 m3/m3

- Densité de l'huile de stockage...........................................do = 0.819

- Viscosité de l'huile ..........................................................µo = 0.365 cp

2- EAU :

- Compressibilité ..............................................................Cw = 3.00 10-6 v/v/psi

- FVF initial......................................................................Bw = 1.02 m3/m3

- Viscosité ........................................................................µw = 0.519 cp

- Salinité moyenne.............................................................(Nacl) = 250 g/l

3- GAZ :

- FVF initial......................................................................Bgi = 0.00517 m3/m3

- Viscosité.........................................................................µg = 0.023 cp

4- ROCHE :

- Porosité moyenne...........................................................Om = 9 %

- Saturation en eau............................................................Sm = 21 %

- Perméabilité moyenne.....................................................Km = 60 md

- Hauteur moyenne...........................................................Hm = 16 m

Annexe


Figure 1: DIFFERENTS TYPES D’ACTIVATION DES PUITS

Figure 2: SYSTEME DE POMPAGE SUBMERSIBLE ELECTRIQUE

Annexe


Figure 3: CABLES DE PUISSANCE

Tableau 1 : donnés du puits AMA#09 :

DST

le03

/07/

2009

Pr(p

sig)

Pwf(

psig

)

Tw

f(0 C

)

Tw

h(0 C

)

Qo

(m3/

D)

Ptbg

(Bar

)

WC

(Sm

3 /m3 )

GO

R(S

m3 /m

3 )

Do

(g/c

c)

Gas

SG

(air

=1)

ØD

use

(in)

2533 2385 78.6 36.8 10.1 3.1 3 136 0.806 0.84 29/64

Dét

ails

de

laco

mpl

étio

n Tbg depth Tbg ID "Csng depth

(m)Csg ID " Perf intervales (m)

0-1972.7 2.441 0-1952.18 6.276 1969.7- 1975.7

Annexe


Figure 4: SCHEMA GENERAL D'INSTALLATION D'UNE POMPE CENTRIFUGEELECTRIQUE IMMERGEE

Annexe


Figure 5 : FICHE TECHNIQUE DU PUITS AMA#52

Annexe


Figure 6 : FICHE TECHNIQUE DU PUITS AMA#09

Annexe


Figure 7 : LES COURBES DE VLP (MATCHING)

Figure 8 : LES COURBES VLP/IPR CORRIES

Annexe


Figure 9: LA COURBE DE PERFORMANCE DE LA POMPE CHOISIEE

Figure 10 : INFLUENCE DE NOMBRE DES ETAGES SUR L’IPR

Annexe


Figure 11: INFLUENCE DES FREQUENCES SUR LA COURBE DE

PERFORMANCE DU PUITS.

Annexe


1

Figure 12: RAPPORT DU PIPESIM SUR LE PUITS AMA#09

Documents

LIFTING ARTIFICIEL PAR UNE POMPE ÉLECTRIQUE · PDF fileNos remerciements s’adressent premièrement et avant tout au Dieu tout puissant, qui nous a aidés à réaliser ce travail,