UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
MENTION INGENIERIE PETROLIERE
Mémoire de fin d’étude en vue de l’obtention du diplôme
de Master d’Ingénierie Pétrolière
Date de soutenance: 18 juin 2016
Présenté par : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu
Année universitaire : 2014-2015
Relations entre les techniques de complétion et le
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeur
Relation entre les techniques de complétion et de
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeurRelation entre
les techniques de complétion et de volume de
production pour un projet d’extraction d’huile lourde
par injection de vapeur
Relation entre les techniques de complétion et de
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeur
UNIVERSITE D’ANTANANARIVO
ECOLE SUPERIEURE POLYTECHNIQUE
MENTION INGENIERIE PETROLIERE
Mémoire de fin d’étude en vue de l’obtention du diplôme
de Master d’Ingénierie Pétrolière
Présenté par : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu
Le 18 juin 2016, devant les membres du jury composés de :
Président : - Monsieur Andrianaivo Lala
Examinateurs: - Monsieur Raharijaona Tovo Robin
- Monsieur Ranoarivony Andrianjoelimahefa Honoré
Encadreurs: - Monsieur Andriamparany Carl
- Monsieur Rafaralahy
Année universitaire : 2014-2015
Relations entre les techniques de complétion et le
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeur
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Relation entre les techniques de complétion et de
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeur
Relation entre les techniques de complétion et de
volume de production pour un projet d’extraction
d’huile lourde par injection de vapeur
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REMERCIEMENTS
Je rends grâce à DIEU, de m’avoir prêté oreilles attentives, de m’avoir conseillé et guidé,
de m’avoir aidé à organiser mes activités, de m’avoir donné la persévérance et d’avoir exaucé
mes prières.
J’exprime ma gratitude à :
Monsieur ANDRIANAHARISON Yvon, Professeur titulaire, Responsable du Domaine
Science de l’Ingénieur à l’Ecole Supérieure Polytechnique d’Antananarivo (ESPA), qui a
bien voulu m’autoriser à procéder à la soutenance de ce mémoire;
Monsieur ANDRIANAIVO Lala, Professeur à l’ESPA, Responsable de la Mention
Ingénierie Pétrolière à l’ESPA qui assure le bon déroulement de notre département et nous a
fait l’honneur de présider le jury de ce mémoire malgré ses multiples obligations ;
Monsieur ANDRIAMPARANY Carl, Enseignant à l’ESPA, qui a bien voulu accepter d’être
mon Encadreur professionnel, en y mettant de son temps si précieux et de ses grandes
compétences techniques et pédagogiques.
Monsieur RAFARALAHY, Maitre de conférences et Enseignant à l’ESPA, qui a accepté
chaleureusement, malgré ses nombreuses occupations, d’assurer mon encadrement
pédagogique durant la réalisation de ce mémoire ;
Monsieur RAHARIJAONA Tovo Robin, Maitre de conférences et Enseignant à l’ESPA, et
Monsieur RANOARIVONY Andrianjoelimahefa Honoré, Maitre de conférences et
Enseignant à l’ESPA, qui, malgré ses multiples obligations, ont fait l’honneur d’être
examinateurs de ce mémoire.
J’adresse également mes remerciements à :
tous les enseignants de l’ESPA, qui ont contribué à la réussite de ma formation en partageant
leurs connaissances, en particulier ceux de la Mention Ingénierie Pétrolière;
toute l’équipe de la Direction Générale des Etudes et Développement au sein du Ministère
auprès de la Présidence chargé des Mines et du Pétrole (DGED), qui m’a aimablement
intégrée en son sein et m’a offert sa collaboration, en facilitant la réalisation de mon stage de
mémoire;
ma famille qui m’a toujours soutenu dans mes études et dans la préparation de mon
mémoire;
toutes les personnes qui, de près ou de loin, ont apporté leurs contributions à ce mémoire.
Page II
SOMMAIRE
Remerciements
Sommaire
Liste des tableaux
Liste des figures
Liste des annexes
Liste des abréviations
Introduction générale
Partie 1. Revue de littérature et documentation
Chapitre 1. Contexte général
Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de production de pétrole
Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur
Partie 2. Compilation et analyse de données – cas SFP Tsimiroro
Chapitre 4. Structure de puits
Chapitre 5. Historique et performance de production
Chapitre 6. Présentation de la Modélisation
Partie 3. Modélisation
Chapitre 7 : Présentation des résultats et recommandation
Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de production
Chapitre 9 : Etude économique
Conclusion générale
Bibliographie et webographie
Table des matières
Page III
LISTE DES TABLEAUX
Tableau 01. Caractéristique pétro-physique de l’huile lourde de DURI ................... 27
Tableau 02. Complétion de trou des puits de production ........................................... 35
Tableau 03. Détail de perforation de puits d’injection ................................................ 37
Tableau 04. Taux d’injection et de production dans les puits de production ........... 39
Tableau 05. Quantité de vapeur injectés dans chaque puits d’injection ................... 40
Tableau 06. Moyenne de production journalière ......................................................... 41
Tableau 07. Résultat obtenu par la méthode déclin exponentiel d’Arps ................... 55
Tableau 08. Résultat obtenu par la méthode déclin Harmonique d’Arps ................. 56
Tableau 09. Résultat obtenu par la méthode déclin hyperbolique d’Arps ................ 57
Tableau 10. Résultat obtenu par le modèle de duong .................................................. 58
Tableau 11. Impacts négatifs des eaux utilisées pour l'extraction ............................. 65
Tableau 12. Coût d’investissement ................................................................................ 72
Tableau 13. Charge d’exploitation d’huile lourde ....................................................... 73
Tableau 14. Compte d’exploitation de production d’huile ......................................... 75
Page IV
LISTE DES FIGURES
Figure 01. Coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro ...................................... 5
Figure 02. Modalités de la traversée d’une couche productive ................................ 10
Figure 03. Mode de complétion d’un trou non tubé ................................................... 11
Figure 04. Conditionnement par utilisation de crépine .............................................. 12
Figure 05. Conditionnement par perforation .............................................................. 13
Figure 06. Types de complétion par perforation ........................................................ 14
Figure 07. Diverses modalités de packer ...................................................................... 16
Figure 08. Schéma des équipements de pompage individuel avec tiges .................... 18
Figure 09. Circuit de l’eau, de l’huile, de vapeur........................................................ 27
Figure 10. Complétion de puits de production de DURI............................................. 28
Figure 11. Complétion de puits d’injection de DURI .................................................. 29
Figure 12. Structure de puits de production ................................................................ 34
Figure 13. Structure de puits d’injection ...................................................................... 36
Figure 14. Coupe géologique dans le bloc Tsimiroro .................................................. 43
Figure 15. Cycle de production dans la SFP de Tsimiroro ......................................... 47
Figure 16. Présentation de la courbe de déclin exponentiel ........................................ 49
Figure 17. Présentation de la courbe de déclin harmonique....................................... 50
Figure 18. Présentation de la courbe de déclin hyperbolique ..................................... 52
Figure 19. Présentation des courbes du modèle de Duong .......................................... 53
Figure 20. Coupe de complétion de puits et positionnement de la pompe ................. 60
Figure 21. Coupe de complétion en utilisant deux tubings ......................................... 61
Figure 22. Position actuelle de la pompe avec la progression des fluides .................. 62
Figure 23. Propositions de complétion des puits .......................................................... 63
Figure 24. Cycle de traitement d’eau ............................................................................ 66
Figure 25. Schémas de Skimers vertical et horizontal ................................................ 67
Figure 26. Répartition de l’huile produit...................................................................... 70
Figure 27. Chiffre d’affaires unitaire d’exploitation ................................................... 74
Page V
LISTE DES ANNEXES
Annexe 01. Panneaux de la SFP de Tsimiroro ............................................................................ XI
Annexe 02. Dimension de la pompe utilisée par MOSA ......................................................... XII
Annexe 03. Graphes obtenus pendant l’analyse de déclin par la méthode d’arps ............... XIII
Annexe 04. Graphes obtenus pendant l’analyse de déclin par la modèle de Duong ......... XXIV
Page VI
LISTE DES ABRÉVIATIONS
API American Petroleum Institute
CAPEX Capital expenditure
CO2 Carbon dioxide
CPF Central Processing Facility
CPP Contrat de Partage de Production
CSS Cyclic Steam Simulation
DCA Decline curve analysis
DGED Direction Générale des Etudes et Développement
Directeur Général des Etudes et Développement
H2O Eau
I Injection steam flood
IDH Impôts directs sur les Hydrocarbures
J Jour
KCl Chlorure de potassium
m Pente
MECIE Mise En Compatibilité des Investissements avec l’Environnement
MOSA Madagascar Oil Société Anonyme
Np Cumulative oil production
OMNIS Office des Mines Nationales et des Industries Stratégiques
OOIP Original Oil In Place
OPEX Operational expenditure
P Production Steam Flood
PDC Poly Cristallin de Diamant
ppg pound per galon
q Production oil rate at time t, stb/day
qi Initial rate, stb/day
qinf Oil rate at infinite time
ROS Ratio of Oil and Steam
SFP Steam flood pilot
SPM Single Point Mooring,
TVA Taxe sur la valeur ajoutée
USA United States of America
WSW Well source water
WTI West Texas Intermediate
Les unités de mesure
" pouce
$ USD dollard Americain
% pourcentage
°C degre Celsius
°F degre Farenheight
Page VII
BBL barrel
BOPD Barrel of Oil Produced per Day
BPD Barrel per day
BWE Barrels of Water Equivalent
BWEPD Barrels of Water Equivalent Per Day
cm2 Centimètre carré
cP Centipoise
ft Foot
g Gramme
Kcal Kilocalorie
Kg Kilograme
Km Kilomètre
Km2 Kilomètre carré
L Litre
m Mètre
m3 Mètre cube
MBOPD Thousand Barrels of Oil Per Day
MBSPD Thousand Barrels of steam Per Day
mD MilliDarcy
mm Millimètre
Pa Pascal
psi Pounds per square inch
sec Seconde
«Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 1
INTRODUCTION GENERALE
Le développement d’un pays dépend de sa capacité à disposer d’une source propre
d’énergie. Ceci reste le moteur de son développement. Actuellement, Madagascar importe la
quasi-totalité de ses besoins d’hydrocarbure pour faire tourner ses centrales électriques. Pourtant,
le pays dispose d’une réserve récupérable de 1,7 milliard de barils d’huile lourde à Tsimiroro
[13].
Ainsi, l’Etat Malagasy a fait de sa priorité le développement de l’exploitation de l’huile
lourde de Tsimiroro afin de satisfaire le besoin de leurs centrales électriques. La compagnie
Madagascar Oil S.A met en œuvre ce projet, qui est maintenant dans la phase de développement
et vient d’acquérir son permis environnemental.
L’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro se fait en utilisant la méthode d’injection de
vapeur pour diminuer la viscosité de l’huile avant de la pomper [11]. De l’eau et de l’huile sont
obtenues à la production. Mais seul l’hydrocarbure est valorisé, l’eau servira partiellement à
réalimenter le générateur de vapeur ou suivra les rejets dans le sous-sol. Voilà ce qui nous a
conduit à choisir ce sujet de mémoire intitulé « Relations entre les techniques de complétion et
le volume de production pour un projet d’extraction d’huile lourde par injection de
vapeur».
Pour arriver à cette fin, la méthodologie utilisée comporte les études bibliographiques et
webographiques, la collecte de données et d’informations auprès de la Direction Générale des
Etudes et Développement, la descente sur le site de Tsimiroro, l’analyse des historiques de
production et des complétions des puits ainsi que la modélisation. De ce fait, l’objectif est non
seulement d’améliorer la production d’huile lourde mais aussi d’apaiser l’impact de l’eau sur
l’environnement.
Le présent ouvrage comporte trois parties. La première présente les revues de littérature
concernant les méthodes de production et de complétion des puits. La deuxième rapporte la
compilation et l’analyse des données sur le Steam Flood Pilot de Tsimiroro. La troisième expose
la modélisation de la technique de complétion, une brève étude environnementale et
économique.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 2
Partie 1. REVUE DE LITTÉRATURE ET
DOCUMENTATION
Cette première partie présente le contexte général sur la formation de pétrole, les
différentes modalités de conditionnement des puits de production ainsi qu’une brève
présentation d’un projet d’extraction par injection de vapeur. Ce sont des résultats de
consultations de divers ouvrages et articles.
Chapitre 1. Contexte général
Le pétrole, tout comme le gaz naturel, est un combustible fossile qui provient de la
décomposition de la matière organique présente en plus ou moins grande concentration
dans les sédiments. En pratique, l’enfouissement progressif des sédiments va permettre à la
matière organique de se décomposer lentement (sur des millions d’années) et de se
transformer en hydrocarbures.
I. Système pétrolier [1] [18]
On appelle « système pétrolier » l’ensemble formé d’une roche mère qui a généré
les hydrocarbures, d’une roche réservoir (poreuse et perméable) qui les accueille au cours
de la migration et d’une roche couverture (imperméable) qui donnera son étanchéité au
piège.
Les restes fossilisés de végétaux et d’animaux aquatiques ou terrestres et de
bactéries s’accumulent au fond des océans, des lacs ou dans les deltas. Appelés kérogène,
ces résidus organiques sont préservés dans des environnements où les eaux sont
dépourvues d’oxygène, se mêlant ainsi aux sédiments minéraux pour former la roche-mère.
Plus légers que l’eau, le pétrole et le gaz remontent le long des niveaux de roches
poreuses (roche-réservoir) dans lesquelles ils sont confinés si ceux-ci sont surmontés de
roches imperméables (roche-couverture). Si rien ne les arrêtent, ils suintent à la surface.
Dans ce réservoir, les hydrocarbures vont se déplacer sur des distances allant de
quelques mètres à plusieurs centaines de kilomètres jusqu’à ce qu’ils soient arrêtés dans
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 3
des structures particulières qui sont les pièges recouverts d’une couche imperméable (la
roche couverture).
I.1. Pétrole conventionnel
Dans le cas du pétrole conventionnel, les hydrocarbures formés au niveau de la
roche-mère migrent vers une roche poreuse et perméable (appelée réservoir). Ils s’y
accumulent et forment des gisements dont l’exploitation se fait par simple forage.
Dans une première phase, l’exploration consiste à rechercher des pièges qui ont été
chargés en hydrocarbures. Dans une deuxième phase, la production est assurée par des
puits forés à l’aplomb du piège en utilisant des mécanismes de déplétion naturelle ou de
réinjection d’eau ou de gaz. Le taux de récupération, c'est‐à‐dire le pourcentage
d’hydrocarbures conventionnels récupérés en surface, est de l’ordre de 30 à 50 % pour
l’huile et de 50 à 80 % pour le gaz. Elle peut être améliorée grâce aux techniques du forage
horizontal et de stimulation.
I.2. Pétrole non-conventionnel
Les pétroles non conventionnels sont constitués par une catégorie spéciale de
système d’hydrocarbures, à côté de leurs homologues conventionnels et des gaz. Ils
résultent du vieillissement de pétroles légers originels. Mais dans des conditions
favorables, ils peuvent quelquefois faire l’objet d’une exploitation économiquement
rentable. On connaît de par le monde des pays qui ont trouvé des intérêts à exploiter leur
gisement d’huile lourde ou de bitume. A titre d’exemple, on peut citer le gisement
d’Athabasca au Canada et celui de Tambaredjo au Suriname.
Les accumulations de pétroles non conventionnels n’ont pas de préférence quant à
la profondeur de gisement. En effet, même si la majorité des réserves existantes sont
contenues dans des réservoirs gisant à des faibles profondeurs, il n’est pas rare de
récupérer en cours de forage, des cuttings à indices de bitume en provenance des grandes
profondeurs.
Les huiles lourdes constituent une catégorie d’hydrocarbures liquides
intermédiaires entre les pétroles légers conventionnels et les bitumes. On pense qu’elles
résultent également du vieillissement d’un pétrole léger originel, suite à la perte des
fractions volatiles. Mais contrairement à la perte presque totale des fractions légères pour
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 4
le bitume à cause de l’exposition à l’atmosphère, il en reste encore une partie dans les
huiles lourdes. Cela justifie leur état résiduel encore plus ou moins fluide, mais pas
pourtant assez pour qu’elles puissent s’écouler adéquatement.
II. Zone d’étude
II.1. Localisation
La zone de Tsimiroro est localisée dans le couloir dépressionnaire Karoo, au sud de
Bemolanga mais au nord de Maroaboaly. Le permis habituel est grosso modo limité par les
coordonnées Laborde X = 231 500 - 280 000 Est et Y = 825 000 - 921 000 Nord. Son
centre se trouve, sur route à 450 km au nord-ouest d’Antananarivo et à 170 km à l’est de
Maintirano.
La zone est à cheval entre les régions Melaky et Menabe. Elle est dominée à l’Est
par la chaîne cristalline du Bongolava et à l’ouest par le plateau calcaire du Bemaraha.
Actuellement, le gisement d’huile lourde de Tsimiroro se trouve dans le bloc pétrolier
3104 détenu par la société Madagascar Oïl S.A (MOSA)
II.2. Géologie de la région [18]
II.2.1. Structure
La structure de Tsimiroro repose sur un horst du socle long de 80 km du nord au
sud et large de 10 km d’ouest à l’est. Sur ce horst se sont déposées des séries sédimentaires
provenant des érosions rythmiques du socle proche. L’axe du horst est parallèle au contact
entre le socle et le sédimentaire dont il est distant de 30 km. Le flanc oriental est raide et
comporte des failles normales, tandis que le flanc ouest est de pendage plus doux et moins
accidenté.
Le recouvrement sédimentaire appartient à la série Isalo Supérieure des dépôts
Karoo. Un ensellement divise la structure en deux parties :
- la partie nord comprend les sous-structures de Bemahatazana, Bekodoka et
Analamavo.
- la partie sud est constituée par les sous-structures d’Ankisatra-Folakara,
d’Ankilimirafy-Tsimiroro et de Marokomony-Andrakaraka.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 5
La figure 01 ci-dessous montre la coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro.
Figure 01. Coupe géologique à travers le horst de Tsimiroro
Source : Mr Rafaralahy
Les principaux éléments structurels sont les failles et un réseau d’intrusions
magmatiques traversant la région de Tsimiroro. Un réseau dense de dykes ignés a pénétré
l'ensemble de la zone. Ils ont été mis en évidence comme un obstacle potentiel à l’injection
de vapeur durant la phase pilote. Le profil de dyke sur le terrain peut être négatif (dyke
préférentiellement aux intempéries) ou positif (roche encaissante préférentiellement
d'altération). Leur mise en place date du Crétacé Inférieur et a lieu dans les fractures
verticales liées aux failles du horst. La densité de dykes varie de 5 km/km2 au nord à 1,8
km/km2 au sud.
II.2.2. Stratigraphie [13]
Parmi toutes les séries sédimentaires du Karoo Malagasy, la Sakoa est totalement
absente à Tsimiroro. La Sakamena est rencontrée dans les profondeurs. Tandis que l’Isalo
constitue le recouvrement et repose directement sur le socle dans les régions hautes situées
au-dessus ainsi que de part et d’autre du horst.
La séquence lithologique commune présente de haut en bas :
- une alternance de grès et d’argile constituant la « série d’Ankaramenabe »,
- une couche d’argile verte dite « Argile de Mokara »,
- une série gréseuse appelée « Grès d’Amboloando »,
- une couche d’argile noire très épaisse appelée « Argile de base »,
- une série gréseuse de profondeur,
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 6
- des formations caractéristiques de la Sakamena.
Les quatre premières formations appartiennent à l’Isalo II, alors que la cinquième
est à l’Isalo I.
Au cours de la déposition du Trias, la zone de Tsimiroro a été dominée par les
faciès continentaux. Les sédiments Sakamena Inférieure et Trias moyen ont été déposés
dans des environnements fluviaux et lacustres. La source de l'apport de sédiments est
censée provenir du socle précambrien à l'Est qui a subi un soulèvement majeur du
Carbonifère au Permien Inférieur.
La Sakamena Moyenne, identifiée comme roche mère est composée d’argiles micacées et
limoneuses avec des restes de plantes. L'environnement de déposition est représenté par
une eau calme, une condition anoxique et est probablement représentative d'un
environnement lacustre ou lagunaire (Ferrand et al. 1979). La Sakamena Supérieure se
compose de grès silteux et d’argiles silteuses et est principalement d’une épaisse séquence
fluvio-deltaïque.
Les milieux sédimentaires du groupe Isalo II A sont encore dominés par des
sédimentations clastiques. L’argile de base (également décrite comme « argile ligniteuse »)
a une teneur organique relativement forte provenant des débris de plantes et d’arbres
déposés dans des milieux sédimentaires marécageux et lacustres. (Weinman, 2007).
Le Grès d’Amboloando qui recouvre l’argile de base a été déposé dans un
environnement non marin anastomosé. La nature fluviatile du sable du réservoir se traduit
par un schéma interne complexe de réservoir de bonne qualité, de paquets de sable séparés
par des sauts d’argile qui retardent la perméabilité (Weinman, 2007).
Les Grès d’Amboloando dont l’épaisseur moyenne est de 100 m constituent les
réservoirs. C’est un grès à ciment légèrement calcareux, de bonnes propriétés pétro-
physiques : porosité de 20 à 30 %, saturation de 60 à 70 % et perméabilité de 300 à 3 000
mD. On a l’habitude de considérer les grès d’Amboloando comme étant l’équivalent du
grès de Bemolanga au nord, ainsi que du grès d’Ambohitralika rencontré dans la structure
de Maroaboaly au sud.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 7
L’Argile de Mokara repose au-dessus du grès Amboloando. Il y avait un
changement distinct de l'environnement de sédimentation du canal tressé de l'Amboloando
à un environnement plus calme de la plaine fluviatile de l’Argile de Mokara. La diminution
de l'apport de sable dans la poutre de ce dernier suggère que soit la source de sable était
plus distale ou que c'était une période plus sèche (Weinman, 2007). Le changement de
couleur dans cette couche est signalé par Weinman (2007) et est interprété comme
indicateur de l'alternance de périodes sèches et humides dans la région.
Le piège dont la fermeture devrait être assurée par les flancs du horst est détérioré
par le réseau de dykes. Etant postérieur à la migration de l’huile, les dykes ont fortement
affecté l’étanchéité de la couverture. Les fissurations qui en résultent, ont permis
l’échappement des fractions d’hydrocarbures légers.
III. Généralités sur la complétion
Dans le domaine de production de pétrole, la complétion d'un puits est l'ensemble
des opérations de finition du puits, qui doivent permettre sa mise en service optimale, que
ce soit en production ou en injection [1]. Le puits est équipé aussi bien au fond qu’à la
surface. Les équipements de fond servent à l’ascension de la production, tandis que les
équipements de surface à son contrôle et à la séparation des phases constitutives. Cette
phase de complétion a comme objectif d’obtenir la récupération maximale de pétrole de la
manière la plus économique et d’augmenter aussi la durée de vie du puits.
Il y a une grande diversité dans le type de complétion utilisée dans le monde entier.
Cependant, il y a des variations sur quelques modèles de base. Les plus courants critères de
classification des complétions incluent: [6]
l’interface entre le puits et le réservoir
- trou ouvert
- utilisation de crépine
- trou tubé, cimenté et perforé
la méthode de production
- éruption naturelle
- éruption artificielle
le nombre de chaînes de tubes
- aucun tube
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 8
- un seul tube
- plusieurs tubes
la localisation du puits
- sur la terre ferme
- sur la mer
les types de travaux effectués
- nouveau conditionnements
- recomplétion d’un puits existant
Depuis le premier puits de production de pétrole jusqu’à présent, la complétion n’a
pas arrêté d’évoluer :
Au niveau du conditionnement de la couche productive, la complétion à trou ouvert
fut la première méthode à être utilisée. Pour l’améliorer, une deuxième méthode fut
adoptée puisque la première présente une faille pour des réservoirs non compacts. D’où la
manière de les tuber et de les cimenter pour les empêcher de s’effondrer avant de les
perforer. Dans ces deux méthodes, si la production de sable ou d’autres problèmes
persistent, on peut utiliser un écran de crépine ou un empaquetage avec gravier.
Au niveau des tubes de production ou tubings, l’évolution est aussi remarquable,
puisqu’au début, les compagnies utilisent un seul tubing pour produire le pétrole dans une
seule couche de réservoir. Parfois, la production se fait tout de suite au niveau du casing.
Actuellement, on peut produire des fluides à différentes profondeurs avec un seul tubing ou
deux à trois tubings sur un seul puits.
De plus, avec l’amélioration des technologies, le forage des puits multiples est
rendu possible, et est effectué horizontalement et parfois sous la mer profonde. La
complétion est aussi possible pour ces types de puits dans n’importe quel endroit sur la
terre ferme ou sous les océans.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 9
Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de
production de pétrole
Le mode de sélection de la technique de complétion de puits est important dans
l’ingénierie de production. Actuellement, il existe plusieurs types de réalisation de
complétion de puits qui ont leurs propres conditions d’applicabilité et leurs limites. Seul le
mode de réalisation le plus approprié est sélectionné selon le type et les propriétés du
réservoir de pétrole et de gaz. Le potentiel des intervalles de réservoir d'huile devrait être
entièrement analysé en appliquant le mode de réalisation raisonnable conformément aux
exigences du programme de développement des champs pétrolifères. Les critères de
conception de puits doivent tenir compte des paramètres de réservoir, des caractéristiques
du fluide à produire et du réservoir et enfin des contraintes de production.
I. Complétion des puits éruptifs
La complétion d’un puits en éruption naturelle (appelé puits éruptif) est
relativement simple du fait que le système réservoir-puits fonctionne sous la seule
impulsion de l’énergie naturelle propre du gisement. Les équipements installés ont
principalement pour but d’assurer la collecte des fluides de formation dans les meilleures
conditions de sécurité et d’économie d’énergie.
I.1. Forage de la couche productive
La zone productive peut être forée soit tout le long du réservoir soit seulement
jusqu’à une certaine profondeur. Tout dépend de l’existence d’un aquifère et de son
activité comme la figure 02 ci-après montre.
- les réservoirs qui ne contiennent pas d’aquifère sont traversés entièrement afin que
l’on puisse disposer de leur intégralité pour l’admission du pétrole dans le puits.
- les réservoirs à aquifère ne doivent pas être ouverts au-delà de la base de la zone
d’huile, afin d’éviter l’inondation précoce du puits par l’eau de l’aquifère.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 10
Figure 02. Modalités de la traversée d’une couche productive
Source : Mr Rafaralahy
I.2. Tubage de la section de production
Le tubage de la section de production fait partie des équipements de
conditionnement d’un puits de production. La modalité de tuber la section de production
dépend des conditions concrètes. Le conditionnement du front de production débute dès la
traversée de la couche productive par forage.
I.2.1. Front de production non tubé
Dans cette technique de complétion, le tubage de production est posé et cimenté
jusqu'à une profondeur juste au-dessus de la zone d’intérêt (zone productive), laissant le
puits ouvert tout au long de la zone productive du réservoir. Ce type de complétion est
idéal dans le cas où la roche réservoir a une résistance mécanique appropriée et suffisante
pour empêcher l’effondrement des parois du réservoir.
I.2.1.1. Différentes techniques de complétion d’un trou non tubé
Plusieurs façons existent pour conditionner la couche productive. Dans certains cas,
le réservoir est laissé nu sans être tubé. Quelques manières de conditionnement de puits
non tubé devant le réservoir sont montrées dans la figure 03 ci-après.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 11
Figure 03. Mode de complétion d’un trou non tubé [13]
Pour l’initial open hole, après avoir foré jusqu’au-dessus du toit du réservoir, la
section est tubée et cimentée. Dès que le coulis de ciment atteint la hauteur prédéterminée,
le forage du réservoir reprenne avec un diamètre plus petit.
Dans le composite well, la complétion du trou est également adaptée pour certains
réservoirs d'huile puissante. S’il existe un « gaz cap » au-dessus de la zone d’huile, ou un
aquifère en dessous, le tubage doit atteindre une certaine profondeur dans le réservoir
jusqu’à la frontière qui sépare les deux fluides (le pétrole et le gaz dans le premier cas,
l’huile et l’eau dans le second cas).
Pour le final open hole, le réservoir d'huile est foré directement jusqu’à la
profondeur prévue avec le même diamètre de trépan que ceux utilisés dans toute la section
de production. Au terme du forage, le tubage de production est descendu jusqu’au toit du
réservoir, ensuite cimenté. Dans certaines situations, le réservoir d'huile est rembourré avec
du sable au cours de la cimentation, afin d'éviter son endommagement par le coulis de
ciment. Mais dans des conditions normales, cette procédure n'est pas appliquée à cause de
son fonctionnement compliqué, de la longue durée de réalisation, des sérieux dommages
pouvant être engendrés sur la formation et du risque d’effondrement des parois.
I.2.1.2. Utilisation de crépine
La crépine est utilisée pour résoudre les problèmes liés au front de trou non-tubé et
d'étendre leur application à d'autres types de formation. Cette méthode peut être utilisée
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 12
dans une formation non consolidée où du sable est susceptible d'être produit. La formation
est prise en charge par une crépine ou un écran de sable (sand packed).
La complétion à usage de crépine est subdivisée en deux types de procédures :
- Dans la première procédure, après avoir percé le réservoir d'huile à l'aide du même
trépan utilisé lors du forage antérieur de la section de production, un tube perforé est
mis en place au niveau du réservoir. Ensuite, le puits est cimenté jusqu’au sabot du
tubage afin d’isoler l'espace annulaire au-dessus du toit du réservoir.
- Dans la deuxième procédure, après avoir foré jusqu’à la limite supérieure du réservoir,
le tubage de production est descendu et cimenté. Ensuite, le réservoir d'huile est foré
jusqu’à la profondeur prévue. Enfin, une crépine est positionnée devant le réservoir,
étant accrochée au sabot du tubage en place en utilisant un manchon d’accrochage.
La figure 04 ci-dessous montre le conditionnement par utilisation de crépine dans le
puits.
Figure 04. Conditionnement par utilisation de crépine [13]
I.2.2. Front de production tubé, cimenté et perforé
Pour des raisons techniques liées à la stabilité du trou, cette méthode est la plus
utilisée. Dans ce type de complétion, le tubage de production est descendu et cimenté au
niveau des zones productrices. Et pour rétablir la communication avec le réservoir, le
tubage-ciment est perforé adéquatement. Quelquefois, la perforation va au-delà des parois,
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 13
jusqu’à la roche réservoir. L’anneau de ciment autour du tubage isole chaque zone du
réservoir et permet de sélectionner la zone du réservoir à soumettre à la perforation, à
mettre en production et à stimuler.
La figure 05 ci-après montre le conditionnement par perforation.
Figure 05. Conditionnement par perforation [5]
Le tubage de la section de production revêt une importance vitale pour un puits de
production. Ses principaux rôles sont les suivants :
prévenir les éboulements des parois au niveau de certaines formations stériles
insuffisamment adhérentes. Si de tels accidents se produisent, l’intérieur du puits
peut être bouché, et l’ascension des fluides compromise,
protéger les fluides de la couche productive, de la contamination éventuelle par les
fluides en provenance de certaines formations stériles de la même section de
production.
Il existe trois modalités de revêtir le front de production : en tubant avec un liner et avec un
tieback. Ces revêtements du front de production doivent être perforés afin de remettre en
communication le réservoir et le puits.
La figure 06 ci-après montre les différents types de complétion par perforation.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 14
Figure 06. Types de complétion par perforation [13]
Le revêtement avec le casing perforé consiste à forer la couche productive jusqu’à
une certaine profondeur en dessous du toit du réservoir, à tuber-cimenter toute la paroi
jusqu’au fond de trou et à perforer le tubage-ciment devant le réservoir jusqu’à pénétrer le
réservoir sur une certaine profondeur. L’objectif de la perforation est d’ouvrir des canaux
pour permettre à l’huile et au gaz de s’écouler dans le puits.
Le revêtement avec le liner perforé consiste d’abord à tuber et cimenter la section
de production jusqu’au niveau du toit de réservoir. Ensuite, la couche productive est forée
avec un trépan de diamètre plus petit que le trépan utilisé dans la section précédente. Une
fois que le trou a suffisamment pénétré dans le réservoir jusqu’à la profondeur prévue, il
est tubé, puis cimenté avant d’être perforé. Pour assurer la protection du réservoir, une
boue spéciale est utilisée pendant le forage.
Le revêtement avec le tieback perforé est conçu uniquement pour les puits de
pétrole et de gaz à moyenne ou basse pression. Mais actuellement, il est couramment
appliqué à des puits très profonds, à haute pression. Parfois, le dernier tubage installé est
utilisé comme tubage de production.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 15
I.3. Equipements de fond
Ils visent essentiellement à isoler l’espace annulaire. Puisque les diamètres du
tubing et du tubage de production sont très différents, il existe entre eux un espace
annulaire que l’on doit fermer pour que le pétrole afflué dans le puits puisse être canalisé
dans le tubing. Accessoirement, l’espace annulaire tubage-tubing permet de réaliser les
diverses injections de mise en production et de contrôle du puits durant la production [7].
Pour fermer l’espace annulaire tubing-tube de production, on utilise des dispositifs
spéciaux appelés « packers ». Ce sont un ensemble de garnitures d’étanchéité que l’on peut
armer et désarmer à volonté, en fonction du besoin. Les packers sont descendus à l’aide du
train de tubing.
Suivant l’espace à fermer, on dispose de deux types de packer :
les packers circulaires qui réalisent la fermeture totale de l’intérieur du
tubage de production, en dessous de la zone des perforations à isoler. On les utilise seuls
pour exploiter un gisement situé au fond du puits. Dans ces situations, on les monte en
dessous du réservoir,
les packers annulaires qui réalisent la fermeture double de l’espace
annulaire, sur le tubing et sur le tubage. On les utilise pour fermer l’espace annulaire
tubing-tube de production au-dessus de la couche productive, lors de l’exploitation d’un
réservoir se trouvant à un niveau intermédiaire de la section de production. En dessous de
la couche productive on monte toujours un packer circulaire.
Dans certaines situations, le packer circulaire peut être remplacé par un bouchon en
ciment que l’on appelle « bouchon de production ».
Les diverses modalités de montage de packers sont montrées dans la figure 07 ci-
après.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 16
Figure 07. Diverses modalités de packer
Source: Mr Rafaralahy
I.4. Complétion à la surface
La complétion d’un puits éruptif à la surface comprend deux équipements : la tête
d’éruption et le séparateur. Chaque puits productif d’un champ est muni de sa propre tête
d’éruption. Tandis que le séparateur fait partie d’une station de traitement qui peut
collecter toute ou une grande partie de la production du champ. Une station de ce genre
rassemble les productions en provenance de plusieurs puits.
II. Complétion des puits en éruption artificielle [6]
Lors de la récupération de pétrole, nous pouvons faire face à plusieurs problèmes
tels que l'insuffisance de pression de réservoir ou une viscosité très élevée de l’huile. Nous
devons alors trouver une solution pour fournir le manque d’énergie. Il existe plusieurs
solutions pour résoudre ce problème dont l'application de l'ascension artificielle tel que le
gazlift et le pompage.
L’éruption artificielle est utilisée pour assurer l’ascension du fluide lorsque la
pression dans le réservoir ne suffise pas pour l'écoulement naturel du fluide.
La principale différence entre l’éruption artificielle et l’éruption naturelle, du point
de vue de la complétion, concerne les équipements de fond. La complétion des puits en
éruption artificielle au fond est conçue pour assurer les deux principaux circuits requis par
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 17
le système de production considéré : le circuit d’injection du gaz comprimé et le circuit de
production du mélange bi-phasique pétrole-gaz. Alors que pour l’éruption naturelle, on ne
doit penser qu’à un seul circuit, le circuit de production.
II.1. Complétion des puits en gaslift
Dans un système gaslift, on injecte du gaz dans la chaîne de production. Le gaz est
pompé vers le bas de l'espace annulaire entre le tubage et le tubing. Le gaz injecté entre
dans le pétrole amassé dans le puits soit à l’extrémité inférieure du tubing (dont la
profondeur est adéquatement calculée), soit par une ou plusieurs soupapes d’admission.
Afin de réduire la pression nécessaire au démarrage du système au début de la mise en
éruption artificielle, on peut procéder par une descente progressive du tubing. Dans l’autre
alternative avec les soupapes, le puits est équipé d'un certain nombre de soupapes montées
à différentes profondeurs également calculées.
En général, il y a deux types de gaslift : le gaslift continu et le gaslift intermittent.
II.2. Complétion des puits en pompage
II.2.1. Pompage individuel avec tiges
Ce type d'ascension artificielle utilise une pompe volumétrique qui est montée à
l’extrémité du tubing ou près du fond du puits. Le piston de la pompe est relié à la surface
par une longue garniture de tiges appelée tiges de pompage (sucker rod) et actionné par un
système de balancier à la surface.
Le système de pompage individuel avec tiges comporte plusieurs dispositifs et
outillages que l’on peut diviser en équipements de fond et en équipements de surface. Ils
sont montrés sur la figure 08 ci-après.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 18
Figure 08. Schéma des équipements de pompage individuel avec
tiges ou pompe Jack [5]
I.2.2.1. Equipements de fond
Ils se composent de trois éléments dont la pompe, le tubing et les tiges de pompage.
Pompe
La pompe assure deux principaux rôles :
aspirer le pétrole amassé au fond du puits, dans le tubage de production ;
introduire à l’intérieur du tubing et refouler le pétrole aspiré, vers la surface.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 19
Tubing
Le tubing (tube de production) est l’élément qui est omniprésent dans presque tous
les systèmes de production de pétrole. Descendu à l’intérieur du tubage de production, il
sert de canal d’évacuation du pétrole vers la surface.
Dans les pompages avec tiges, le tubing prolonge la chemise de la pompe vers le
haut. A son extrémité supérieure, il est terminé par une garniture d’étanchéité (presse-
étoupe) et débouche sur un tuyau auquel fait suite la conduite de refoulement du pétrole
vers les équipements de séparation.
Tiges de pompage
Dans les pompages avec tiges, un train de tiges relie le piston de la pompe aux
équipements de surface. Elle sert à commander le piston. A l’extrémité supérieure, elle est
terminée par une tige polie qui coulisse dans le presse-étoupe servant à assurer l’étanchéité
du tubing. Durant le pompage, le train de tiges de pompage effectue des va-et-vient
verticaux, étant actionné par l’unité de pompage. De ce fait, il est soumis à diverses forces
statiques et dynamiques. C’est pourquoi, il doit faire l’objet d’un dimensionnement
adéquat pour présenter la résistance convenable.
I.2.2.2. Equipements de surface
Les équipements de pompage installés à la surface sont groupés sous l’appellation
commune d’ « unité de pompage ». Les principales parties d’une unité de pompage
individuel avec tiges sont le balancier, le pied de balancier et le système bielle-manivelle.
L’unité de pompage est actionnée par un système d’entraînement comprenant un
moteur électrique et une boîte de vitesse. En effet, le système de pompage nécessite
souvent des réglages adéquats pour ajuster les paramètres de fonctionnement au rythme de
production requis. Certains réglages sont effectués avec l’unité de pompage elle-même,
tandis que d’autres sont réalisés avec le système d’entraînement.
Balancier
C’est une barre métallique suffisamment robuste qui peut pivoter autour d’un axe
horizontal situé au sommet d’un chevalement (pied de balancier). L’axe de pivotage du
balancier se trouve à des distances inégales de ses deux extrémités. Il divise le balancier en
deux bras inégaux.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 20
Le chevalement qui supporte le balancier s’appelle « pied de balancier ». Il sert à
élever le balancier jusqu’à la hauteur indispensable aux mouvements de pivotage.
Le bras le plus court du balancier s’appelle « tête de balancier » ou « tête de
cheval ». Il est terminé par une demi-lune à gorge dans laquelle passe le câble
d’accrochage du train de tiges de pompage. Le bras le plus long du balancier s’appelle
« queue de balancier ». Il s’articule avec le système bielle-manivelle et porte à son
extrémité un contrepoids d’équilibrage. La distance du point d’articulation de la queue de
balancier avec la manivelle, à partir de l’axe de pivotage, permet de régler la course du
piston de la pompe.
En basculant alternativement autour du pivot, le balancier imprime au train de tiges
de pompage, les mouvements verticaux de descente et de remontée qui sont nécessaires à
la commande du piston de la pompe. Le cycle de pompage est équivaut à une rotation
complète de la manivelle, donc à un aller-retour du balancier, respectivement du piston de
la pompe.
Système bielle-manivelle
C’est la machine qui transforme le mouvement de rotation du moteur du système au
mouvement de pivotage du balancier. Une boîte de vitesse est interposée entre le moteur et
le système considéré, en vue du choix de l’échelle de vitesse appropriée au fonctionnement
du système de pompage.
I.2.2. Pompage sans tige
Dans les pompages sans tige, la pompe descendue au fond du trou est actionnée
directement par un moteur se trouvant également au fond. Les pompes les plus utilisées
dans ce système sont les pompes centrifuges électriques, qui sont immergées dans le
pétrole.
Ce système a l’avantage d’être épargné des différents problèmes liés au train de
pompage (tiges, tubing).
En effet, les pompages avec tiges ou tubes sont souvent sujets à des ruptures du
train de pompage, sous l’action des charges mécaniques qui le sollicitent. Les accidents
sont d’autant plus fréquents que les puits sont plus profonds.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 21
Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur
Les pétroles dits « non conventionnels » existent dans la nature, parfois en
gisements techniquement exploitables. Les réserves mondiales sont chiffrées à quelques
1,2.1011 tonnes. Les principaux gisements se trouvent aux Etats Unis, au Venezuela, au
Canada, au Trinidad Tobago, en Roumanie et à Madagascar. En général, les gisements de
pétrole non conventionnels sont localisés à la périphérie des bassins pétrolifères, c’est la
raison pour laquelle ils se trouvent à des faibles profondeurs.
En effet, à quelque chose près, les gisements de pétroles non conventionnels
présentent une certaine similitude avec ceux de pétroles conventionnels épuisés, en
particulier du point de vue des fluides de formation et de la pression de gisement.
I. Méthode de récupération
La récupération pour un projet d’injection de fluides chauds est classée dans la
méthode de stimulation thermique qui s’applique aux gisements de pétrole de propriétés
physiques élevées : viscosité de 30 à 2 000 cP, densité de 0,90 à 1,10 kg/l (7,50 à 9,20
ppg). Les systèmes d’hydrocarbures de ces types ont une mobilité très faible, si bien qu’ils
ne puissent pas s’écouler de leur propre gré à travers le milieu souterrain.
Le principe de général est d’introduire de la chaleur, dans le réservoir en vue de
chauffer le milieu poreux. En procédant ainsi, on s’attend :
- à la diminution de la viscosité du pétrole,
- à la diminution de la tension interfacielle fluide-roche,
- à la dilatation thermique des fluides de formation,
- au passage à l’état liquide de certains dépôts solides.
Ces modifications des propriétés rendent les fluides de formation moins visqueux,
plus mobiles, plus aptes à s’écouler.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 22
I.1. Récupération par injection de vapeur d’eau
L’injection de vapeur d’eau est une variante d’application de la stimulation
thermique par injection de fluide chaud. L’agent caloporteur est constitué par de la vapeur
portée à haute température. Deux principaux avantages sont fournis par la vapeur d’eau
comme agent caloporteur : la grande capacité d’emmagasinage de chaleur et la facilité
avec laquelle elle cède cette chaleur à la roche réservoir.
L’injection de vapeur d’eau peut être exécutée en deux variantes : l’injection
cyclique et l’injection continue.
I.1.1. Opportunité de l’injection de vapeur d’eau
L’opportunité d’application de la méthode d’injection de vapeur est dictée par une
série de facteurs naturels et technologiques : la profondeur du gisement, la viscosité du
pétrole, la puissance du réservoir, la qualité de la vapeur et le débit d’injection.
I.1.1.1. La profondeur du gisement
L’application de l’injection de vapeur est limitée aux gisements de faible
profondeur, jusqu’à 1 000 m, pour les raisons ci-dessous :
- la température y est faible et correspond à une viscosité élevée du pétrole,
- le trajet descensionnel est court et donne une perte de chaleur réduite dans le puits,
- la pression y est encore faible et nécessite une pression d’injection raisonnable.
I.1.1.2. La viscosité du pétrole
Dans les régions à gradient normal de température, la profondeur de 1 000 m
correspondrait à une température de gisement de 38 à 40 °C. A cette température, un
pétrole de densité 8 ppg aurait une viscosité 20 000 cP. En augmentant la température de
5°C, la viscosité pourrait diminuer jusqu’à 13 000 cP. Si on arrive à augmenter la
température jusqu’à 90 °C, la viscosité s’abaisserait à 500 cP, c’est-à-dire de 40 fois
moins.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 23
I.1.1.3. La qualité de la vapeur
Parmi les agents thermiques fluides, la vapeur s’avère la plus avantageuse, par sa
grande capacité énergétique : une tonne de vapeur contient 4 fois plus de chaleur qu’une
tonne d’eau à la même température. D’autre part, la vapeur peut être portée à des
températures très élevées, supérieures à 250 °C.
I.1.1.4. Le débit d’injection
Le rendement de l’opération d’injection de vapeur est proportionnel au débit
d’injection, car à des grandes vitesses d’écoulement correspondent des pertes réduites de
chaleur. On recommande des flux de l’ordre de 15.106 kcal/m. Ce qui exige quelques 15
t/m de vapeur de qualité 80 % à la pression de 25 kg/cm2.
I.1.2. Variantes de l’injection de vapeur d’eau
I.1.2.1. L’injection cyclique
L’injection cyclique de vapeur se caractérise par deux principales caractéristiques :
o une unité de base formée d’un seul puits,
o un fonctionnement cyclique.
• L’unité de base
L’unité de base ou panneau comporte un seul puits qui sert à la fois pour
l’injection de vapeur et pour la production de d’huile. En fait, cette unité de base est la
zone d’influence du puits. On peut l’estimer théoriquement circulaire. Un bloc
géologique peut comporter un certain nombre d’unités de base, en fonction de son
étendue.
• Le fonctionnement
Le procédé se déroule en des cycles répétés qui comprennent chacun deux
périodes ou phases, quelquefois trois :
- une période d’injection de vapeur de 5 à 10 jours,
- une période de repos de 2 à 5 jours,
- une période de production de 3 à 6 mois.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 24
Le cycle se répète après une certaine durée qui est fonction du degré d’inondation
du réservoir.
a) La phase d’injection
On injecte de la vapeur d’eau surchauffée dans le réservoir, à l’aide d’un puits.
L’objectif est celui de chauffer l’huile pour réduire sa viscosité, c’est-à-dire pour la
rendre apte à s’écouler convenablement. Mais en parallèle, la roche réservoir est
également chauffée.
b) La phase de fermeture
Si besoin est, on peut fermer le puits pendant quelques jours. L’objectif est de
laisser opérer les échanges thermiques dans le milieu souterrain entre la vapeur injectée,
la roche et les fluides de formation. En cédant son énergie, la vapeur se condense. En
recevant la chaleur, la roche et les fluides s’échauffent.
c) La phase de production
Lorsqu’on pense avoir chauffé suffisamment d’huile, on cesse l’injection de
vapeur et on ouvre le puits pour procéder à la production. La production se rapporte à
un mélange chaud d’huile fluidisée et d’eau résultant du refroidissement de la vapeur.
I.1.2.2. L’injection continue
Dans l’injection continue de vapeur, chaque unité de base comporte cinq puits, c’est
la raison pour laquelle le panneau qui en résulte s’appelle 5-spot, avec possibilité
d’adjonction de plusieurs panneaux en fonction de l’étendue du bloc géologique à
exploiter. Le panneau est carré ou rectangulaire, avec quatre puits périphériques et un autre
central. Un sixième puits peut être implanté tout près du puits central. Parmi les six puits :
- les quatre puits périphériques servent à l’injection de la vapeur, on les appelle « puits
d’injection »,
- le puits central sert à la production de l’huile, on l’appelle « puits de production » ou de
réaction,
- le sixième puits est appelé « puits d’observation ».
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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Remarque
1° En fonction de la disposition des puits d’injection et de réaction, la stimulation continue
peut être exécutée en deux variantes :
- injection dans les puits périphériques et production dans le puits central,
- injection dans le puits central et production dans les puits périphériques.
2° Dans une variante donnée, les fonctions des puits sont permanentes et ne sont pas
interverties, contrairement à ce que l’on rencontre dans l’injection cyclique.
A partir du moment où l’effet de l’injection-chauffage se fait sentir dans les puits de
production, les deux processus de chauffage et de production ont lieu simultanément. De
ce fait, on estime que le balayage est plus complet que dans la stimulation cyclique. En
plus, la production peut se faire de façon continue, contrairement à la précédente.
I.2. Production d’eau
L’injection de vapeur était la technique de récupération d’huile lourde la plus
répandue dans le monde au début des années 80. FAROUK (1979) précisait que 90 % des
produits pétroliers lourds mondiaux sont obtenus à partir de cette méthode. Environ 99
projets d’injections étaient répertoriés aux Etats Unis durant cette période, contre 41 au
Venezuela et 14 au Canada. [13]
L’utilisation de la technologie « d’injection de vapeur » nécessite une importante
quantité d’eau. En moyenne, il faut 10 barils d’eaux pour avoir 1 baril de pétrole extrait.
[11] Cependant la compagnie traite et réutilise l’eau de production après séparation avec
l’huile pour combler le manque, éviter les conflits avec les locaux et pour conserver
l’environnement.
Vu que la méthode lui-même injecte de l’eau sous forme de vapeur pendant
l’extraction, ceci doit être produit après avoir rendu l’hydrocarbure moins visqueux. De
plus, dès sa formation dans le réservoir, le pétrole se trouve déjà avec de l’eau. Il est donc
normal si une certaine quantité d’eau est produite avec du pétrole pendant le recueil des
fluides.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 26
II. Gisement similaire à celui de Tsimiroro [13]
« Le champ pétrolifère de Duri est d’environ 18 km de long et 18 km de large. Il
est situé dans la Province de Riau, dans le Bassin de Sumatra du Sud sur la côte orientale
de Sumatra, en Indonésie. C’est le plus grand projet d’injection de vapeur du monde, avec
un facteur de récupération de 47 % environ (47% de la réserve en place est récupérée).
Le gisement de Duri fut découvert en 1941 avec un OOIP > 5,5 milliards de barils.
La première production était en 1958, avec un premier pic de production de 65 MBOPD en
1965. Suite à la baisse des débits de production en raison de la baisse de pression de
réservoir, le gisement de pétrole a commencé à utiliser la technologie d’injection de vapeur
à partir de 1985. Duri est considéré comme l'un des plus grands développements de
balayage à la vapeur dans le monde.
Un projet pilote d’injection de vapeur a été lancé dans le champ de pétrole
indonésien en 1975 afin d'améliorer sa production. Cette technologie est utilisée pour
améliorer la récupération du pétrole par injection de vapeur dans le réservoir d'huile. La
technologie a d'abord été appliquée sur le terrain en 1985. La technologie d’injection de
vapeur, en 2008, a amélioré la production de pétrole de Duri de plus de trois fois et a
permis la récupération de plus de 2 milliards de barils de pétrole brut.
II.1. Vue globale du projet de Duri
Le projet de Duri possède 1 400 panneaux avec environ 5 800 puits de production,
2 300 puits d’injection et 800 puits d’observation. En Juillet 2014, la performance de
production est de 141.2 MBOPD avec un taux d’injection de 672 MBSPD.
Les caractéristiques pétro-physiques de l’huile lourde de DURI, ainsi que quelques
renseignements concernant son réservoir sont résumés dans le tableau 01 ci-après.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 27
Tableau 01. CARACTÉRISTIQUE PÉTRO-PHYSIQUE DE L’HUILE LOURDE DE DURI
Paramètre Duri Tsimiroro [13]
Densité 17 - 21 API (huile lourde) 13 – 20 API
Viscosité de l’huile à 100o F 330 CP 330 Cp
Porosité 30 - 35 % 20 – 30 %
Perméabilité 500 - 2000 Md 300 – 3000 Md
Profondeur de puits 400 - 700 Ft 30.48 – 42.672 ft
Épaisseur du réservoir 80 - 200 Ft 15.24 – 22.86 Ft
Méthode de récupération Injection de vapeur Injection de vapeur
Source: Chevron Pacific Indonesia
II.2. Extraction de l’huile
La figure 09 ci-après montre les circuits de production d’hydrocarbure dans le
gisement de DURI.
Figure 09. Circuit de l’eau, de l’huile, de vapeur
Source: Chevron Pacific Indonesia
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 28
La compagnie Chevron exploite la réserve de Duri par la méthode d’injection de
vapeur à l’aide des réseaux de puits. La figure 09 ci-dessus montre les détails de chaque
étape à suivre pendant la production de l’huile lourde dans la Région de Duri. Comme tous
les projets d’injection continue de vapeur, le projet a deux types de puits qui constituent les
panneaux, à savoir les puits d’injection qui se trouvent au centre des panneaux et les puits
de production au tour de ce dernier. Dans un panneau, l’injection de vapeur se fait au
niveau du puits d’injection avant de produire un mélange d’eau et d’huile dans les puits de
production. Le fluide obtenu est traité pour séparer les deux fluides. Une partie de l’eau
issue de la séparation est traitée pour être réutilisée et l’autre partie est injectée dans le
sous-sol.
Figure 10. COMPLÉTION DE PUITS DE PRODUCTION DE DURI
Source: Chevron Pacific Indonesia
On montre sur la figure 10 ci-dessus, les différentes complétions de puits de
production qu’on trouve dans le projet d’extraction de Duri. Comme on peut constater, il y
a trois types de complétion : le conditionnement de puits non tubé accompagné de
l’utilisation de Gravel Pack ; le conditionnement de puits tubé et perforé, utilisation de
Gravel ou du Frack pack.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 29
Figure 11. COMPLETION DE PUITS D’INJECTION DE DURI
Source: Chevron Pacific Indonesia
Tous les puits d’injection du projet de Duri sont tous tubés et perforés, comme le
figure 11 ci-dessus montre. Leurs perforations sont sélectives selon les zones d’huiles dans
le réservoir. Pour assurer le bon fonctionnement des vapeurs dans le réservoir, d’autre puits
sont divisés en deux sections à l’aide des packers. Le conditionnement de puits est comme
suit :
1- Puits équipé d’un seul tube de production pour assure l’injection de vapeur dans
le réservoir.
2- Puits équipé de deux tubes de productions qui assure l’injection de vapeur dans
deux sections de réservoir.
3- Puits équipé d’un seul tube de production qui assure l’injection dans la section
de réservoir inférieur, mais pour la section supérieure l’injection se fera dans la
partie annulaire.
4- Le puits équipé d’un seul tube de production qui assure l’injection dans deux
sections de réservoirs
5- Le puits est équipé de deux tubes de productions, la plus petite est enveloppée
dans l’autre qui a un diamètre supérieur. Celle qui est à l’intérieure assure
l’injection de la section inférieure tandis que l’autre assure celle de la section
supérieure.
6- Le puits n’est ni équipé d’un tube de production ni de packer, l’injection fera
tous dans le casing de production.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 30
Conclusion partielle
Le pétrole se forme après enfouissement des restes fossilisés pendant des millions
d’années. Sous l’action de la pression et de la température, le pétrole dans la roche mère
crack et se migre à atteindre la surface du sol ou pour être stocké dans une roche poreuse
et perméable surmontée d’une roche imperméable. De ce fait, la production de pétrole se
fait d’habitude par forage, qui nécessite un conditionnement et une méthode spécifique en
fonction de la propriété du réservoir et du fluide à produire. Cette partie permet de faire
une brève introduction sur le contexte général de l’étude et de citer divers modes de
complétion qu’on peut rencontrer pendant un projet d’exploitation pétrolière. Elle a permis
également de voir la généralité sur un projet d’injection de vapeur car c’est la méthode à
utiliser pour la production de l’huile lourde de Tsimiroro dans les données seront analyser
à la partie suivante.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 31
Partie 2. COMPILATION ET ANALYSE DE DONNÉES –
CAS SFP TSIMIRORO
La présente partie montre la structure des puits de production et d’injection dans le
projet pilote de Tsimiroro Elle présente également la performance de la production des
fluides et la modélisation à effectuer pour les données de production.
Chapitre 4. Structure de puits
Le Bloc 3104 de Tsimiroro a été tout d'abord foré pour la première fois en 1909, sur
la base des témoignages des autochtones, que des suintements d'hydrocarbures d'origine
naturelle existent dans la région. Du pétrole de 13 °API fut découvert à une profondeur de
40 – 300 m. Diverses compagnies de forage par plusieurs opérateurs dont l’Office des
Mines Nationales et des Industries Stratégique (OMNIS), Hunt ont ajouté 66 puits sur le
terrain, mais ont trouvé des difficultés quant à définir un développement commercial
d'hydrocarbures découverts à l'époque [14].
Depuis l'obtention du titre Minier d’Exploration du bloc 3104 conformément à
l'Article 2.2 de la CPP, MOSA est entré en vigueur le 17 août 2004. Elle a ensuite effectué
des travaux continus sur la zone et a foré 137 puits qui ont pénétré le réservoir, le grès [13].
Ces 137 puits sont composés de 54 puits d'évaluation entre 2004 et 2010, 42 autres sur la
période 2010-2014. A l’heure actuelle, le SFP de Tsimiroro possède 16 puits de production
et 9 puits d’injection qui sont équipés différemment en fonction de leur fonction. A noter
qu’aucune production de sable n'a été observée au cours des 18 premiers mois d'activité de
la SFP.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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I. Complétion de puits de production
I.1. Forage de puits de production [14]
I.1.1. Méthodes
Les puits producteurs ont été forés en 8 1/2" à partir de la surface jusqu’au toit de
l’Amboloando (105 m ‐ 120 m). Ensuite, une autre section de 6 1/8" a été foré pour
traverser le réservoir jusqu’à l’Argile de Base (175 m ‐ 200 m).
Le première section était tubée en 71/4" et cimentée avec un ciment thermiquement
résistant (un ciment spécial haute température conçu pour l’injection de vapeur).
Une fois que la profondeur finale fut atteinte, une crépine (slotted liner) est placée
le long de la couche productive. Cette dernière a été ancrée au tubage antérieur de la
section précédente à l’aide d’un packer.
Le puits est maintenant prêt à recevoir les équipements de production tels que les
tubes de production et les pompes.
I.1.2. Matériels
Divers matériels sont utilisés pour forer un puits, par exemple le derrick, les trains
de sonde, etc. mais ici on va citer les matériels spécifique pour cette forage de MOSA.
Boue de forage
La première section du puits a été forée avec une boue bentonite classique à base
d’eau douce de haute viscosité destinée à nettoyer adéquatement le trou. Tandis que la
section du réservoir a été forée à l'aide d'une boue additionnée de KCl afin de protéger le
réservoir en inhibant l’hydratation des sédiments d’argile.
Trépan
Les trépans utilisés sont des outils à denture diamantée (PolyDiamond Cristallin :
PDC) afin de réaliser des vitesses de foration adéquates et de réduire la durée d’exposition
du réservoir au fluide de forage.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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I.2. Complétion de puits
Après le forage du puits, il y à l’installation des matériels. Voici les différents
matériels nécessaires à la complétion du puits de production.
Tubage
- Les tubages de la première section sont constitués de tubes de caractéristiques
suivantes : diamètre de 7 1/4", acier K55, demi-joints et filetage Buttress.
- La crépine est de 5 1/2", dont les spécifications techniques sont les suivantes :
28R, 60m, 6”C, 2” SS.
- Le tube de production est de 2 7/8"
Cimentation
Le ciment thermique utilisé était un mélange du type Halliburton OilWell Service
composé 50 % ciment de classe C, 50 % de Pozmix, additionné de 2 % de bentonite.
Pompe et tiges de pompage
Ce sont des pompes adéquates à la récupération par injection cyclique de vapeur
dans laquelle l’injection et la production ont lieu dans le même puits. Elles sont adaptées à
la production de pétrole lourd dans un environnement thermique, acquisitionnées auprès de
Lufkin. Selon les normes API, ce sont des pompes B- 114-119-86.
Les tiges de pompage sont de diamètre 0 3/4".
Les pompes peuvent délivrer un débit de production de 150 barils/jour, en régime
de 4 à 5 cycles par minute (strokes per minute : SPM).
La figure 13 ci-après montre la structure et la complétion des puits du SFP de
Tsimiroro [13].
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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Figure 12. STRUCTURE DE PUITS DE PRODUCTION
Source : Madagascar oil
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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Le tableau 02 suivant montre les profondeurs finales de chaque puits de production ainsi
que la partie qui ne sera pas tubé mais couvert de crépine.
Tableau 02. COMPLÉTION DE TROU DES PUITS DE PRODUCTION
Complétion puits de production
Puits FTD Section de production Top of Liner
P - 1 168,5 105 - 168.5 92,25
P - 2 174 108-174 95,86
P - 3 176 113-176 101
P - 4 176 130 - 190 117,53
P - 5 169 110 - 169 94
P - 6 179,5 116-179,5 103
P - 7 184,5 124 - 184.5 112,26
P - 8 182,5 126-182,5 113,66
P - 9 174,5 128 - 174.5 100,22
P - 10 179 102-179 103,49
P - 11 182,5 114-182,5 113,8
P - 12 183,5 163 - 183.5 113,88
P - 13 178,5 114 - 178.5 96,57
P - 14 174 106 - 174 93,73
P - 15 181,8 118 - 182 105,83
P - 16 181,8 118 - 181,8 109,89
Source : Auteur 2016
II. Complétion de puits d’injection
Les puits d’injection ont été forés jusqu’à la profondeur finale (dans les argiles de
base). Le forage du trou est en moyenne de 7,1 heures / puits et le tubage cimentation avec
une moyenne de 8,3 heures par puits. [14]
Les 9 puits d'injection (ISF) ont été exécutés comme suit :
Forage de puits jusqu’à la profondeur final avec un trépan de 83/4"
Tubage de trou avec un tubage de 71/6"
Cimentation avec du ciment thermique résistante.
Perforation du tubage-ciment au niveau de la couche productive avec des sondes
Enerjet SPM 3.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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Figure 13. STRUCTURE DE PUITS D’INJECTION
Source : Madagascar oil
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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La figure 13 précédente montre la structure de puits d’injection dans le projet de
Tsimiroro.
Le tableau 03 ci-après renseigne sur les détails des puits d’injection, concernant leur
complétion.
Tableau 03. DÉTAIL DE PERFORATION DE PUITS D’INJECTION
Puits Intervalle perforé (m)
FTD
(m)
I-1 115.5 - 152
357 161 - 173
I-2
114 - 139
223 147 - 153
159 - 172
I-3
114 - 139
246 147 - 153
159 - 172
I-4
111 - 133
216 142 - 150
159 - 177
I-5
125 - 149
208 158 - 163.5
172 - 187
I-6 138 - 155
405 164 - 187
I-7
111 - 135
222 144 - 167
175 -183
I-8 125 - 146
234 171 - 187
I-9 141 - 187 381
Source : Auteur 2016
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Chapitre 5. Historique et performance de
production
Pour extraire l’huile lourde de Tsimiroro, MOSA a opté pour le procédé d’injection
cyclique combinée avec l’injection continue de vapeur. Historiquement, la première
technologie de production thermique utilisée en Athabasca fut la méthode dite CSS (Cyclic
Steam Stimulation) ou « Huff and Puff ». Elle consiste à injecter via un puits, de la vapeur
au sein du réservoir pendant quelques semaines afin de chauffer et de fluidifier les bitumes.
Une fois l’injection de vapeur terminée, le même puits devient producteur et permet de
récupérer le mélange eau/hydrocarbures.
I. Historique de production
L'opération de la SFP de Tsimiroro a été lancée en avril 2013 dans le but d'étudier
la réponse du réservoir d’Amboloando aux méthodes de récupération thermique appliquées
et de trouver une base pour le taux de récupération d’huile et ce, en vue de trancher la
question de faisabilité du projet [13]. En 2012, le bloc géologique d’application a été divisé
de 9 panneaux de 5 puits de chaque [annexe 1], ainsi que d'autres puits utilitaires
supplémentaires tels que les sources d'eau, les puits de réinjection d’eau et les puits
d'observations qui ont été forés.
Au début, l’injection de vapeur se fait dans les puits d’injection centrale. Chaque
puits de production a été soumis à l’injection cyclique de vapeur en fonction de la
disponibilité de la vapeur.
Les puits d'injection continue de vapeur désignés ISF-1 à ISF-9 ont permis
d’injecter 300 BWEPD. Les puits de production désignés P-1 à P-16 ont été soumis à
plusieurs cycles CSS, impliquant généralement l’injection de 3 000 BWEPD de vapeur.
Les puits ont été soumis à ces injections cycliques jusqu'à ce que la production continue
soit rendue possible [13].
Lors de l'évaluation de la réponse de SFP, au début, il a été noté que le rendement
du débit d'injection de vapeur initiale par puits était beaucoup plus faible que prévu. Le
débit d'injection de vapeur fréquemment rencontré dans les puits ISF est inférieur à 100
BWEPD. Le taux d'injection de vapeur désiré est atteint finalement dans tous les puits de
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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SFP en augmentant les pressions d'injection en tête de puits au-dessus de 400 psi et dans
certains cas jusqu'à 550 psi [13]. Cela a été réalisé lentement au cours des semaines, en
surveillant et en assurant que la pression de fracture des formations ne soit pas dépassée.
II. Performance de production
II.1. Performance de la méthode utilisée
Le tableau 04 ci-dessous donne la quantité de vapeur injectée dans chaque puits de
production pendant l’injection cyclique de vapeur. Il présente également la quantité exacte
d’huile et de l’eau produite. La proportion cumulative de la production est de 1/3, c’est-à-
dire que pour 01 baril d’hydrocarbure produit, il y a 3 barils d’eau produite.
Tableau 04. TAUX D’INJECTION ET DE PRODUCTION DANS LES PUITS DE
PRODUCTION
Puits Vapeur
(BWE)
Huile
(BBLS)
Eau
(BBLS)
P-1 13 036 9 001 44 469
P-2 18 689 10 487 39 190
P-3 20 796 11 904 24 903
P-4 10 789 10 744 27 970
P-5 24 537 6 448 18 150
P-6 18 415 12 253 25 285
P-7 20 354 10 308 15 040
P-8 18 758 6 998 20 959
P-9 11 492 2 208 3 171
P-10 18 047 10 874 20 118
P-11 20 601 9 349 7 852
P-12 21 640 3 528 35 584
P-13 14 804 9 177 9 775
P-14 19 435 10 746 13 000
P-15 8 288 16 893 108 514
P-16 23 753 4 247 16 746
Source : Auteur, 2016
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 40
Les quantités de vapeur injectée dans chaque puits d’injection sont détaillées dans
le tableau 05 ci-après. La quantité de vapeur injectée n’est pas la mêmes pour chaque
puits dans le SFP.
Tableau 05. QUANTITÉ DE VAPEUR INJECTÉS DANS CHAQUE PUITS D’INJECTION
Puits Quantité
(BWE)
I -1 71 136
I-2 85 861
I-3 85 705
I-4 36 129
I-5 54 696
I-6 44 957
I-7 52 402
I-8 57 428
I-9 86 604
Source : Auteur, 2016
Les tableaux 04 et 05 montrent les quantités de vapeurs injectées et les débits de
production d’huile et d’eau dans chaque puits. Ainsi, du 1er Avril 2013 au 1er janvier
2015, Madagascar Oil a réalisé une production de 165 079 BBL de pétrole et de 495 252
BBL d’eau en injectant 858 352 BWE de vapeur. Ce qui donne un ratio cumulatif
huile/vapeur (ROS) de 5,2 barils de vapeur injectée par baril de pétrole produit. Cependant,
ce ratio huile/vapeur est une combinaison des performances réalisées dans l’injection
cyclique et dans l’injection continue de vapeur à la fois. Les volumes de vapeur injectée
ont toujours été plus élevés que la production brute de pétrole. En conséquence, la pression
du réservoir a toujours été égale ou supérieure à la pression initiale de 200 psi pendant la
première année d'exploitation de la SFP.
II.2. Performance de la méthode utilisée
La performance de la production d’huile dans le SFP est en moyenne de 24,38
BOPD. Le tableau 06 ci-après montre la production journalière moyenne de chaque puis de
production.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 41
Tableau 06. MOYENNE DE PRODUCTION JOURNALIÈRE
Moyenne (BOPD)
P-1 20,08
P-2 23,96
P-3 26,20
P-4 31,87
P-5 17,42
P-6 26,99
P-7 23,58
P-8 18,46
P-9 29,68
P-10 26,37
P-11 24,26
P-12 12,11
P-13 33,58
P-14 27,44
P-15 36,55
P-16 11,58
Moyenne produite 24,38
Source : Auteur, 2016
L’extraction de l’huile lourde dans le réservoir d’Amboloando dépend en général
de l’efficacité de la pompe utilisée. Selon les normes API, les pompes utilisées à Tsimiroro
sont codées B-114-119-86 avec une course de 86’’ [13]. La signification de ce code est
comme suit :
B : Pompage par balancier (Beam balanced pumping type)
114 : Vitesse maximale disponible de l’unité de pompage (Rate of the Gear Reducer Peak)
119 : Poids de la tige polie (polished rod)
86 : Longueur de la tige polie
Pour calculer théoriquement la production de la pompe utilisée à Tsimiroro notée Pt, la
formule suivante est appliquée :
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 42
𝐏𝐭 = 𝐊 × 𝐒 × 𝐒𝐏𝐌
Avec :
K : constante de la pompe, égale à 0.466 (HFworkbook- Harbison – Fischer-warehouse).
S : longueur de la tige (S=86 pouces).
SPM : cycle de pompage (3,12 SPM).
D’où : 𝐏𝐭 = 0.466 x 86 x 3.12
Après calcul, la production de la pompe utilisée à Tsimiroro est de l’ordre de
125,0371 BPD.
Le niveau maximum de production journalière de la SFP est de 500 BOPD, c’est-à-
dire 31,25 BOPD pour chaque puits. Or, depuis le 1er avril 2013 jusqu’au 31 janvier 2015
le site n’a produit que 24,382 BOPD par puits. Mais on a constaté qu’après injection d’une
quantité considérable de vapeur, le réservoir a commencé à acquérir une maturité et la
production s’est améliorée.
III. L’eau dans le SFP de Tsimiroro
En général, dans une récupération d’huile lourde, il faut 10 barils d’eau pour
produire 01 baril d’huile (VSA 2014). Mais pour Tsimiroro, 4 barils d’eau suffisent pour
produire 01 baril d’huile lourde. Près de 70 % de cette quantité d’eau font l’objet de
recyclage [11]. Cette consommation en eau semble être tolérable comparée à celle
d’Alberta au Canada (1/14), des USA (1/10) et d’Oman (1/8) [15].
La technologie d’injection de vapeur a été optée par Madagascar Oil pour extraire
l’huile lourde de Tsimiroro. Ce procédé influent certainement sur les gestions des
ressources en eaux souterraines pour satisfaire la quantité nécessaire à la production de
vapeur.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 43
III.1. Origine de l’eau utilisée pour la production de vapeur [2]
L’eau utilisée par MOSA pendant la production d’huile lourde provient de la
couche géologique profonde d’Isalo I située à plus de 337 m de profondeur. Cette couche
est constituée de grés blancs grossiers mal cimentés, souvent conglomératiques avec
stratifications entrecroisées, donc très perméable.
Les réservoirs d’huile du « Bloc Tsimiroro » sont localisés dans les formations de
Isalo II b (grès entrecroisés, rares argiles). En reportant le Bloc sur la carte des « Fleuves
et Rivières » de Madagascar, il apparaît que la zone se trouve dans le Bassin Supérieur de
la Manambolo avec une pluviométrie annuelle de 1 750 mm [2].
La nappe aquifère d’Isalo I
La coupe géologique sue la figure 14 ci-après montre la succession des couches
géologiques dans la zone de Tsimiroro. Elle met également en évidence les failles qui ont
provoqué la mise en place du système de horst.
Figure 14. COUPE GEOLOGIQUE DANS LE BLOC TSIMIRORO
Source: J.H. Rakotondrainibe, 2005
Cette figure permet de constater que:
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 44
- La zone où affleure une partie de la structure « Folakara » et une grande étendue «
d'Ankisatra », est une zone effondrée entre 2 failles,
- A l'ouest, la faille fait apparaître une grande épaisseur de l'Isalo I et permet de
constater que l'Isalo I est en contact avec Ankaramenabe, Mokara et Amboloando.
Ceci limite la capacité de production d'eau souterraine d'Ankaramenabe.
- à l'Est également, l'épaisseur importante d'Isalo I est prouvée et la faille met aussi
l'Isalo I en contact avec Amboloando.
Le pendage des couches est de 30° vers l'ouest selon la carte d'Henry Besairie. Ceci
permet de confirmer aussi que l'épaisseur de l'Isalo I est très grande sous l'Isalo II et de
maintenir l'hypothèse de H.Besairie selon laquelle cette épaisseur serait de plusieurs
milliers de mètres.
Cette conclusion concernant l'Isalo I est intéressante pour le contexte
hydrogéologique, car cette formation est l'aquifère principal avec une bonne perméabilité
(grès et sable). De ce fait, avec cette grande épaisseur, sa capacité de production est très
importante (la transmissivité T est égale au produit de la perméabilité par l’épaisseur), et
qu’elle se trouve sous des couches imperméables. L’Isalo I est une nappe captive car il y a
plusieurs couches aquifères séparées par des formations imperméables rendant captives la
nappe la plus profonde rencontrée vers 400 m (dans l’Isalo I) [2].
Le bassin versant où se trouve le bloc de Tsimiroro est situé dans la zone
hydrogéologique 50 [10]. Les nappes de l’Isalo ont les caractéristiques suivantes :
- Lithologie : sable, grés ;
- Type de porosité : poreux ;
- Type de nappe : libre, captif, peut être artésien ;
- Profondeur d’ouvrage : à partir de 50m jusqu’à très grande profondeur ;
- Épaisseur d’aquifère : importante ;
- Qualité de l’eau : douce ;
- Débit spécifique : 0.5L /sec/m.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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III.1.1. Sens de l’écoulement souterraine
Les ressources en eaux utilisables sont constituées par les eaux de surface (les
rivières) et les eaux souterraines contenues dans l’Ankaramenabe et Isalo I appartenant à
un même système aquifère, formé par une nappe captive inférieure « Isalo I » et une nappe
libre supérieure « Ankaramenabe ».
Toutes les études hydrogéologiques du bassin sédimentaire Ouest de Madagascar
ont indiqué une direction générale Est Ouest de l’écoulement souterrain, mais dans la
région du Bloc Tsimiroro, cet écoulement a toutefois une direction nord-ouest sud-Est,
influencé par la direction d’écoulement de la Manambolomaty [10].
III.1.2. Réalimentation des nappes [14]
La réalimentation des nappes, aussi bien la nappe supérieure que la nappe profonde
s’effectue à l’Est et au Nord, verticalement par les infiltrations sur les affleurements des
formations très perméables de l’Isalo I et, à l’Est, horizontalement par les écoulements
souterrains venant des nappes d’altérations à porosité élevée (grande capacité
d’emmagasinement d’eaux), mais à faible perméabilité (grande potentialité d’assurer un
écoulement pérenne en étiage).
La rivière de Manambolomaty est issue de la nappe de l’Isalo I qui constitue le
réservoir principal des écoulements de ce Bassin Versant de la Manambolo Supérieure.
III.2. Cycle de l’eau dans le SFP de Tsimiroro
Pour prévenir l’insuffisance d’eau pendant l’extraction d’huile, Madagascar Oïl a
mis en place un plan de gestion des ressources en eaux. Ainsi l’eau utilisée pendant
l’extraction d’huile est réutilisée à 70 % de son quantité initiale.
L’eau utilisée pour l’extraction d’huile lourde provient de deux puits qui sont
WSW-05, avec un débit de 547,2 m3/j et WSW-11 pour 163,2 m3/j. Le total de débit est de
710,4 m3/j.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 46
La figure 15 ci-après montre le circuit de l’eau pendant l’extraction de l’huile
lourde de Tsimiroro. Deux puits WSW-05 et WSW-11 assurent le besoin en eau de
l’extraction de l’huile lourde [13]. L’eau (eau brute) serait pompée depuis la nappe
aquifère de l’Isalo I à plus de 400 m de profondeur. Avant d’être stockée, cette dernière est
filtrée pour éliminer les débris de sédiments.
Cette eau brute est ensuite adoucie et déminéralisée puis stockée dans une citerne
d’eau déminéralisée. Le générateur de vapeur accueille l’eau déminéralisée, la transforme
en vapeur qui est par la suite envoyée dans le Manifold. Ceci répartit la vapeur dans les
puits d’injection ou de production.
Après l’injection de vapeur, un temps de pause est nécessaire pour que la vapeur
fasse effet au réservoir : diminution de la viscosité de l’huile et de la tension interfacielle
fluides-roche. La production se fait dans le puits de production où l’huile et l’eau sont
pompées en surface. La production de l’ensemble du réseau des puits passe dans le
Manifold. Ce dernier l’envoie soit pour être testée, soit dans les diverses installations de
séparation de l’huile de l’eau (Group Line Tester – Wash Tank – Slope Tanks).
L’eau issue de la séparation est traitée : environ 70 % servent à réalimenter le
circuit (recyclage) tandis que le reste de 30 % est réinjecté dans l’Isalo I. De son côté,
l’huile est utilisée pour assurer la production de l’énergie nécessaire au générateur de
vapeur pour 1/3 du volume, tandis que les 2/3 restants sont stockés dans des cuves
spéciales [13].
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 47
Figure 15. CYCLE DE PRODUCTION DANS LA SFP DE TSIMIRORO
Eau
Steam
Huile + eau
Huile
Source : Auteur, 2016
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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Chapitre 6. Présentation de la Modélisation
La modélisation se base sur les méthodes d’Arps et celle de Duong. Les modèles
traditionnels de déclin d’Arps n’estiment pas correctement la réserve ou la production future
dans les réservoirs de faible perméabilité (Duong, 2010), c’est la raison pour laquelle la
méthode de Duong est aussi utilisée dans cette analyse de données.
I. Paramètres à analyser
L’analyse de déclin naturel est dictée par des facteurs naturels tels que la roche et les
propriétés des fluides, ou la complétion des puits. Les avantages majeurs de cette analyse de
tendance de déclin sont de prédire la production à venir ainsi que les conditions de
fonctionnement qui pourrait influencer la performance. [3]
La production de l’huile lourde de Tsimiroro se fait par cycle (injection cyclique) où il
y a en premier temps l’injection de vapeur au niveau du puits d’injection puis une autre au
niveau du puits de production. Avant de produire, un temps de pause est nécessaire pour que
la vapeur fasse effet sur le réservoir. Quand la production en huile commence à diminuer, soit
une injection continue de vapeur se fait au niveau de puits d’injection, soit la production est
arrêtée et l’injection cyclique est à refaire. D’où, l’existence de diverses allures de production
dans un seul puits.
Quant au cycle de production à analyser pour les courbes de déclin, le choix est basé
par rapport au durée de production (ceux qui ont une période de production plus longue que
les autres) mais également par rapport au moment de production (quand le réservoir
commence à réagir à l’injection de vapeur).
II. Méthodes d’analyse du déroulement de la
production
II.1. Méthode de déclin d’Arps
L’analyse des courbes de déclin des historiques de données de production est un outil
essentiel dans l’ingénierie de réservoir. Elle permet d'estimer les réserves, d’évaluer la
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 49
performance des puits, d’améliorer l'efficacité de complétion de puits et de déterminer les
propriétés de réservoir.
En 1945, Arps mis au point les réalisations mathématiques pour trois types de
représentation graphique du déclin de production des réservoirs conventionnels. [4] Ces
équations empiriques définissent les types de déclin exponentiel, hyperbolique et harmonique.
Le concept de base de l’analyse de déclin est de faire un graphe de l’historique de production
avec comme échelle semi-logarithmique, puis d’ajouter une courbe de tendance par rapport à
ces points pour estimer la performance de production future.
II.1.1 Déclin exponentiel
Les étapes pour la construction des courbes de déclin exponentiel sont les suivants :
o Réalisation d’un graphe de débit de production (q) en fonction du temps
(t) à base d’une échelle semi logarithmique ;
o Dressage d’une courbe de tendance issue des points du graphe.
La figure 16 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin exponentiel.
Figure 16. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN EXPONENTIEL
Source : Auteur 2016
Les méthodes de calcul pour cette type de déclin sont de :
Chercher q1 et q2 de valeur respective t1 et t2, à l’aide de l’équation
obtenue par la courbe de tendance précédemment.
Calculer la valeur de m avec la formule ci-après ;
m = (LOG10 (q2)-LOG10 (q1)) / (t2-t1)
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 50
La valeur de exponentiel est obtenue par Di qui a pour formule Di= m*(-2.303)
Puis, on calcule qt et Np avec les formules suivantes :
q(t) = qi exp (-Dit)
t : temps (jour)
q : production par rapport au temps t (bbl)
qi : rapport de production initial (bbl)
Np ou Gp : production cumulée par rapport au temps t (bbl)
Di : déclin de production
m : pente
II.1.2 Déclin harmonique
Pour analyser le déclin harmonique, les étapes sont ci-après :
- Insérer les nuages de point débit de production Vs production cumulé
- Dresser une courbe de tendance issue de ces points pour obtenir une équation.
La figure 17 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin harmonique.
Figure 17. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN HARMONIQUE
Source : Auteur 2016
.4ip
i
q qG Eq
D
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 51
Les méthodes de calcul pour le type de déclin harmonique sont :
- premièrement, de chercher q1 et q2 à l’aide de l’équation obtenue par le graphe, de
valeur respective t1 et t2.
- puis de calculer m de formule m= (LOG10 (q2)-LOG10 (q1)) / (t2-t1)
- après Di est obtenue par Di= m*q1*-2.303
- enfin de calculer qt et Np par les formules suivantes :
t : temps (jour)
q : production par rapport au temps t (bbl)
qi : rapport de production initial (bbl)
Np ou Gp : production cumulée par rapport au temps t (bbl)
Di : déclin de production
m : pente
II.1.3 Déclin hyperbolique
Ce sont les puits de faible productivité qui présentent un comportement de déclin
hyperbolique-harmonique (Clark, 2011). L’étape à suivre pour l’analyse de déclin
hyperbolique est comme suit: [4]
A partir des données de production, une feuille de calcul comportant une colonne de
production q vs production temps t est générée.
Après, une colonne de 1/q^b est créée
Enfin, on construit un nuage de points 1/q^b en fonction de t suivi de la courbe de
tendance des points.
( ) .2
1
i
i
qq t Eq
D t
ln( / ) .5ip i
i
qG q q Eq
D
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 52
La figure 18 ci-dessous montre la présentation de la courbe de déclin hyperbolique.
Figure 18. PRESENTATION DE LA COURBE DE DECLIN HYPERBOLIQUE
Source : Auteur 2016
La méthode de calcul utilisé en déclin hyperbolique est :
- De chercher q1 et q2 à l’aide de l’équation obtenue par le graphe, de valeur respective
t1 et t2.
- Ensuite de calculer les paramètres qi, m, Di avec la formule suivante
- Puis qt et Np sont calculés avec les formules ci-dessous :
t : temps (jour)
q : production par rapport au temps t (bbl)
qi : rapport de production initial (bbl)
Np ou Gp : production cumulée par rapport au temps t (bbl)
Di : déclin de production
m : pente
1/
( ) .31
in
i
qq t Eq
nD t
1 1
1 1.6
(1 )
ni
p n ni i
qG Eq
D n q q
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 53
II.2. Modèle de Duong [3] [8]
Plusieurs tentatives ont été faites pour résoudre le problème d’Arps de comportements.
Duong 2010 a proposé un modèle pour ajuster celle d’Arps. Il se base sur la détermination de
variable initiale a (constant d’interception), m (pentes de la droite de tendance), q1 (production
d’huile au temps 1), q∞ (production d’huile au temps infinie).
Duong (2011) énonce la procédure détaillée pour l'évaluation et la prévision de
production cumulée à l'aide de son modèle. Il s'agit de deux parcelles de diagnostics au moyen
des équations empiriques ci-dessous :
Un graphe à échelle logarithmique de la relation ci-dessus (q/Np vs t) donne une droite
de tendance avec une pente négative.
–m et a sont les deux des quatre paramètres inconnues dans la méthode d’analyse de
courbe de déclin de Duong. A noter, la pente est négative mais m est toujours positive.
La figure 19 ci-dessous montre la présentation des courbes de modèle de Duong.
Figure 19. PRESENTATION DES COURBES DU MODELE DE DUONG
Source : Auteur 2016
Pour déterminer les deux autres paramètres q1 et q∞, une autre graphe (q Vs t (a,m))
est nécessaire. La formule qui entre en jeu est la suivante :
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 54
Si tous les quatre paramètres sont maintenant acquis, on peut calculer q(t) et Np (t) par
la formule suivante :
t : temps (jour)
q : production par rapport au temps t (bbl)
qi : rapport de production initial (bbl)
Np ou Gp : production cumulée par rapport au temps t (bbl)
Di : déclin de production
m : pente
Conclusion partielle
Pendant la phase pilote, les puits de production et les puits d’injection sont
conditionnés différemment, que ce soit au niveau du forage de la couche productive qu’au
niveau des équipements à utiliser. Pendant l’exploitation avec la méthode hybride d’injection
cyclique et d’injection continue de vapeur, une quantité énorme d’eau circule selon la
performance de la production. La partie qui suit présente la modélisation des données
obtenues pendant la phase pilote afin de proposer une autre technique de complétion.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 55
Partie 3. MODÉLISATION
Cette partie est consacrée à la modélisation des données de production recueillies dans
le Projet Pilote de Tsimiroro. Ensuite un survol des études environnementales de l’eau de
production et une étude économique sont abordés.
Chapitre 7 : Présentation des résultats et
recommandation
I. Présentation des résultats
Les courbes de déclin dans le cas du projet d’injection de vapeur de Tsimiroro sont
influencées par la variation des paramètres pétro-physiques du réservoir, la complétion des
puits et les caractéristiques de la vapeur injectée (pression, température et quantité). On peut
constater que les déclins ne sont pas les mêmes que ce soit par panneaux ou pour chaque
puits.
I.1. Déclin exponentiel d’Arps
Le tableau 07 ci- après montre les résultats obtenus par les 16 puits de production et
leurs déclins de production respectifs.
Tableau 07. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN EXPONENTIEL D’ARPS
puits t1 t2 q1 q2 m Di q(t) Np
P-1 0 420 36,3310 3,4172 -0,0024 0,0056 9,57 4754,10
P-2 0 320 46,2627 4,2951 -0,0032 0,0074 16,60 3993,42
P-3 0 320 38,8202 4,6431 -0,0029 0,0066 15,74 3477,19
P-4 0 420 31,3899 25,4505 -0,0002 0,0005 27,68 7432,66
P-5 0 150 36,0634 0,7670 -0,0111 0,0257 7,93 1095,82
P-6 0 142 40,3383 18,3596 -0,0024 0,0055 18,36 3964,67
P-7 0 170 46,9491 0,4117 -0,0121 0,0279 5,19 1498,36
P-8 0 240 27,6594 21,5432 -0,0005 0,0010 25,42 2148,51
P-9 0 80 49,9631 1,0226 -0,0211 0,0486 11,07 799,98
P-10 0 240 60,4357 0,3724 -0,0092 0,0212 5,39 2595,56
P-11 0 200 32,5290 5,6347 -0,0038 0,0088 13,66 2152,65
P-12 0 200 26,2124 0,4310 -0,0089 0,0205 2,97 1131,38
P-13 0 200 46,8535 2,1577 -0,0067 0,0154 12,09 2258,36
P-14 0 240 52,0850 1,0280 -0,0071 0,0164 9,82 2583,78
P-15 0 600 36,5488 24,4765 -0,0003 0,0007 28,01 12772,47
P-16 0 120 20,0373 0,7536 -0,0119 0,0273 2,07 657,07
Source : Auteur, 2016
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I.2. Déclin Harmonique d’Arps
Le tableau 08 ci- après montre les résultats obtenus par les 16 puits de production et
leurs déclins de production respectifs.
Tableau 08. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN HARMONIQUE D’ARPS
puits t1 t2 q1 q2 m Di q(t) Np
P-1 0 6000 48,94 9,57 -1,18E-04 0,0133 11,78 5998,92
P-2 0 5000 56,03 13,70 -1,22E-04 0,0158 17,63 4999,10
P-3 0 4000 46,53 15,23 -1,21E-04 0,0130 16,81 3999,28
P-4 0 10000 31,43 27,34 -6,05E-06 0,0004 28,30 9998,20
P-5 0 1500 35,24 9,13 -3,91E-04 0,0317 12,27 1499,73
P-6 0 5000 42,95 15,80 -8,69E-05 0,0086 19,35 4999,10
P-7 0 2000 82,16 11,12 -4,34E-04 0,0822 10,97 1999,64
P-8 0 2000 27,86 12,52 -1,74E-04 0,0111 14,64 1999,64
P-9 0 1000 49,15 18,08 -4,34E-04 0,0492 19,47 999,82
P-10 0 3000 124,19 6,18 -4,34E-04 0,1242 8,19 2999,46
P-11 0 2500 32,75 15,47 -1,30E-04 0,0098 16,60 2499,55
P-12 0 1400 38,90 2,37 -8,69E-04 0,0778 4,21 1399,75
P-13 0 3000 55,04 9,10 -2,61E-04 0,0330 14,09 2999,46
P-14 0 3000 68,90 11,39 -2,61E-04 0,0413 13,21 2999,46
P-15 0 20000 38,18 25,59 -8,69E-06 0,0008 29,28 19996,40
P-16 0 800 43,84 1,79 -1,74E-03 0,1754 2,82 799,86
Source : Auteur, 2016
I.3. Déclin hyperbolique d’Arps
Le tableau 09 ci- après montre les résultats obtenus par les 16 puits de production et
leurs déclins de production respectifs.
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Tableau 09. RÉSULTAT OBTENU PAR LA MÉTHODE DÉCLIN HYPERBOLIQUE D’ARPS
t1 t2 q1 q2 qi m Di q(t) Np(t)
P-1 0 420 1,66E-01 4,18E-01 36,25 0,00106 0,0128 5,721 3412,70
P-2 0 320 1,45E-01 4,01E-01 47,89 0,00186 0,0257 6,234 2384,56
P-3 0 320 1,64E-01 3,88E-01 37,27 0,00165 0,0201 6,649 2141,00
P-4 0 420
P-5 0 150 1,79E-01 5,99E-01 31,24 0,00712 0,0796 2,788 550,66
P-6 0 142 1,76E-01 2,62E-01 32,14 0,00060 0,0068 14,612 3077,17
P-7 0 170 1,45E-01 7,06E-01 47,89 0,00710 0,0983 2,009 774,93
P-8 0 240 1,95E-01 4,35E-01 26,35 0,00296 0,0304 5,290 956,33
P-9 0 80 1,37E-01 5,61E-01 53,51 0,01368 0,2001 3,181 404,45
P-10 0 240 9,07E-02 8,11E-01 121,56 0,00632 0,1393 1,522 1550,38
P-11 0 200 1,84E-01 3,64E-01 29,44 0,00182 0,0197 7,535 1474,52
P-12 0 200 1,69E-01 9,29E-01 34,97 0,00717 0,0848 1,158 674,68
P-13 0 200 1,39E-01 4,79E-01 51,46 0,00386 0,0554 4,351 1316,81
P-14 0 240 1,33E-01 5,65E-01 56,45 0,00424 0,0636 3,131 1356,12
P-15 0 600
P-16 0 120 2,13E-01 8,25E-01 22,00 0,00737 0,0692 1,469 471,77
Source : Auteur, 2016
On constate dans ce tableau que deux puits dont PSF 4 et PSF 15 n’obéissent pas à la règle de
calcul du déclin hyperbolique.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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I.4. Modèle de Duong
Le tableau 10 ci- après montre les résultats obtenus par les 16 puits de production et
leurs déclins de production respectifs.
Tableau 10. RÉSULTAT OBTENU PAR LE MODÈLE DE DUONG
Puits t (jr) a m q1 (bbl) qinf (bbl) q(t) Np (t)
P-1 237 1,63 1,23 84,468 5,8653 16,16 8264,98
P-2 138 1,1464 1,119 67,27 0,473 19,47 4213,13
P-3 136 2,248 1,325 25,498 7,783 9,44 2819,29
P-4 252 0,7468
P-5 59 1,7163 1,38 37,352 9,8128 4,72 763,296
P-6 142 1,4303 1,135 39,499 0,887 25,02 4848,98
P-7 79 2,0103 1,411 58,042 0,6134 7,21 1706,57
P-8 81 1,6271 1,191 19,758 1,3652 13,31 1533,798
P-9 31 2,2743 1,431 30,076 0,3795 13,00 778,77
P-10 114 1,8689 1,368 72,639 2,3094 7,36 2565,47
P-11 99 2,4827 1,297 13,913 -4,4248 18,12 2828,24
P-12 106 1,8006 1,34 25,528 3,0536 3,33 956,018
P-13 88 1,492 1,233 49,687 3,707 12,59 2106,98
P-14 102 1,7519 1,283 30,54 26,507 7,41 1598,13
P-15 398 0,4014
P-16 83 1,8208 1,396 30,167 0,1242 2,82 739,76
Source : Auteur, 2016
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II. Recommandations
Comme le déclin est un comportement naturel du réservoir, on ne peut rien y faire
pour le modifier tant qu’on effectue la récupération sous l’impulsion de l’énergie naturelle de
réservoir. Par contre, l’étude de déclin effectuée dans ce mémoire pourrait nous donner une
autre vision, qu’on peut quand-même apporter certaines modifications au niveau de la
complétion et/ou au niveau du positionnement de la pompe, ainsi qu’à l’étendue des périodes
de production, pour mieux ajuster le déclin.
Le design de puits de production que MOSA a utilisé a permis d’obtenir les déclins
exposés précédemment, dans la Partie II, chapitre 4. Pour améliorer la production, tout en se
basant sur la complétion de puits, quelques modifications sont suggérées ci-dessous.
II.1. Méthode de production
Les méthodes hybrides de production qui combinent l’injection cyclique avec
l’injection continue de vapeur fonctionnent très bien pendant la SFP, car l’historique de
production a permis de constater que la production s’est améliorée de jour au lendemain et
que le réservoir a commencé à être de plus en plus mature. Mais nous proposons l’application
de la méthode d’injection continue de vapeur. En effet, nous pensons que cette dernière
méthode peut s’avérer plus efficace que l’hybridation dans la mesure où elle n’oblige pas à
arrêter la production mais permet de produire en continu dans le puits de production et en
même temps d’injecter de façon continue de la vapeur dans les puits d’injection.
II.2. Conditionnement du front de production
Le conditionnement le plus idéal est de laisser le front de production nu, c’est-à-dire
sans la tuber. On sait que la roche réservoir qui est l’Amboloando a une résistance mécanique
suffisante pour empêcher l’effondrement des parois du réservoir. De même aucune production
de sable n’est constatée durant le SFP, alors cette technique sera parmi nos suppositions pour
améliorer la production. De plus, la complétion de trou ouvert est le plus simple et la moins
chère à exécuter.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 60
La figure 20 ci-après montre le conditionnement du front de production proposé :
Figure 20. COUPE DE COMPLÉTION DE PUITS ET POSITIONNEMENT DE LA
POMPE
Source : Auteur, 2016
De deux, on a gardé l’utilisation de crépine au cas où dans certaine région, la
production de sable durant la production risque de causer des problèmes aux matériels de
complétion. Dans ce cas, le front de production ne serait pas tubé mais on pose tout
simplement un écran de crépine le long du réservoir.
Pour le forage du front de production, il est à noter que, le sabot de tubage de la
section précédente devrait être posé sur le toit de l’Amboloando. Et il faut exploiter au
maximum le réservoir d’Amboloando, c’est-à-dire la profondeur finale doit atteindre le toit de
l’argile de base.
II.3. Equipement de fond
II.3.1. Tubing
Ce matériel sert à la communication du fond de trou à l’équipement de surface. Dans
le cas présent, MOSA utilise un tube de 27/8’’ pour produire les deux fluides à savoir l’huile et
l’eau.
Dans le cas présent, pour atteindre l’objectif fixé dans notre projet, l’idée est d’utiliser
deux tubes qui vont produire les fluides. Le premier tube qui se trouve plus haut que l’autre,
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 61
produit uniquement de pétrole. Etant donné que le pétrole est plus léger que l’eau, il flottera
sur ce dernier. Quant au deuxième tube, il sera enfoncé plus loin que le premier et doit
produire seulement l’eau de production.
La figure 21 ci-dessous montre la proposition de complétion avec deux tubings
Figure 21. COUPE DE COMPLÉTION EN UTILISANT DEUX TUBINGS Source : Auteur, 2016
II.3.2. Pompe
Comme on a vu sur le design de puits que MOSA nous a proposé, la pompe se trouve
à une grande profondeur, et que c’est normal si la pompe produit beaucoup plus de l’eau que
d’huile. La figure 22 ci-après explique le scénario.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 62
Figure 22. POSITION ACTUELLE DE LA POMPE AVEC LA PROGRESSION DES FLUIDES
Source : Auteur, 2016
Comme cette figure 22 montre, la partie haute de couleur rouge étant le pétrole et la
partie vert étant l’eau, la capacité de production de la pompe est limitée car elle est très
immergée dans la partie où il y a beaucoup plus d’eau que d’huile. C’est pourquoi notre
supposition est de redimensionner la pompe.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 63
Figure 23. PROPOSITIONS DE COMPLÉTION DES PUITS Source : Auteur, 2016
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 64
Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de
production
Comme il est dit dans les chapitres précédents, l’exploitation pétrolière à Tsimiroro
aboutit à la production d’huile lourde et d’eau. Pourtant, l’huile est valorisée à des fins
énergétiques, tandis que l’eau soulève de l’inquiétude pour les citoyens quant à son utilisation
ou à son impact sur l’environnement. Ainsi une étude d’impact de ce fluide est réalisée dans
ce chapitre.
L’étude d’impact environnemental est un instrument privilégié institué par la loi et les
réglementations pour la planification du développement et pour la meilleure utilisation des
ressources du territoire, tout en prenant en compte l’ensemble des composants et facteurs
environnementaux tant biophysiques que sociaux susceptibles d’être affectés par le projet.
Elle considère les intérêts et les attentes de toutes les parties prenantes d’un projet en vue
d’éclairer les choix et les prises de décision futurs dans le but de promouvoir le
développement durable.
I. Les impacts de l’eau
Ce projet causera plusieurs impacts sur l’environnement tant sur la faune que sur la
flore. Il devrait donc être géré pour limiter les dégâts. Plusieurs facteurs dans divers travaux
dans le projet causeront ces impacts, mais on va focaliser nos études sur l’impact de l’eau de
production sur l’environnement, du fait que l’extraction de l’huile lourde nécessite beaucoup
d’eau pour fournir l’énergie nécessaire à son écoulement.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 65
Tableau 11. IMPACTS NÉGATIFS DES EAUX UTILISÉES POUR L'EXTRACTION
Travaux Source d’impact Conséquences
Production de vapeur Prélèvement d’eau dans la nappe
souterraine d’Isalo I
- Perturbation du cycle de l’eau
- Réduction de la réserve d’eau de
la nappe exploitée
Production d’huile lourde Rejet d’eau de production dans la
nappe - Contamination de la nappe.
Source : Auteur, 2016
I. 1. Prélèvement d’eau pour l’extraction
MOSA utilise l’eau souterraine pour satisfaire ses besoins pendant la production
d’hydrocarbure. Pour être plus précis, c’est la nappe captive de l’Isalo I qui assure cette tâche.
Etant située à environ 400 m de profondeur, il est sûr que cette nappe n’est pas utilisée par la
population.
D’après nos analyses précédentes, 23 753 BBL d’eau ont été puisée dans l’Isalo I
pendant la phase pilote pour alimenter ses 25 puits et 16 746 BBL seulement sont prélevés en
surface. Cette quantité semble être tolérable comparée à la capacité potentielle de l’Isalo I qui
est de 3 837 191 BBL environ. On peut alors conclure que la nappe exploitée peut assurer les
besoins de MOSA pour l’exploitation qu’elle entreprend et que celle-ci ne porte pas préjudice
à l’environnement.
Notre documentation sur l’analyse d’un puits d’eau a montré que la nappe de l’Isalo I
n’est pas exploitée correctement mais superficiellement. Pour avoir encore plus d’eau, cette
formation devrait être forée en intégralité.
I.2. Rejet d’eau de production
Le traitement de la production brute commence par la séparation des deux fluides
(huile et eau) une fois remontée en surface. L’huile est ensuite stockée dans des cuves tandis
que l’eau subit un autre traitement pour être soit réutilisée dans la génération de vapeur (70 %
de volume) ou injectée dans le sous-sol à titre de rejet (30 %). C’est cette seconde fraction
qui constitue un problème.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 66
I. Les mesures à entreprendre
Pour les mesures à entreprendre, on a déjà étudié dans le chapitre 7 précédent la
complétion de puits pour diminuer le volume de l’eau produite et séparer les deux fluides dès
son départ du fond des puits de production. Mais ici, on va se focaliser sur les complétions de
surface qui visent la séparation de l’huile de l’eau, suivie du traitement de cette dernière.
Dans les opérations de production, il est souvent nécessaire de traiter les eaux usées.
L’eau séparée de l’huile peut nuire à l’environnement si elle n’est pas bien contrôlée. Dans
tous les cas, l’eau produite ne peut pas être jetée à la surface parce qu’elle contient des
métaux lourds. La solution c’est de la réinjecter afin qu’elle ne pollue pas. Par ailleurs, le
souci d’économie passe par le recyclage d’une partie dans la production de vapeur, c’est-à-
dire dans la récupération de pétrole.
Dans tous les cas, il faut baisser, autant que possible, la teneur en hydrocarbures dans
l’eau de rejet. Ainsi, des équipements spécifiques sont nécessaires pour traiter l’eau usée de la
production, comme il est montré dans la figure 24 ci-dessous.
Figure 24. CYCLE DE TRAITEMENT D’EAU [18]
L’eau produite doit toujours subir une certaine forme de traitement primaire
indépendamment de sa future destination. Ce traitement comprend les équipements tels que
Skim Tank et Skim Vessel qui réalisent une séparation par gravité. Mais selon la nécessité, un
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 67
traitement secondaire peut s’avérer indispensable avant le recyclage ou la réinjection dans le
sous-sol.
L’importance des skimmers ne réside pas seulement dans le traitement de l’eau
résultant de la séparation, mais du fait qu’ils figurent parmi les appareils réputés performants
pour la séparation initiale en soi.
Ils peuvent être conçus en une configuration verticale ou horizontale, de même qu’ils
peuvent opérer sous pression ou ouverts à l’atmosphère. Ce sont des appareils devant être
adéquatement dimensionnés en fonction de la quantité et de la qualité des fluides à séparer.
On montre par cette figure 25 ci-dessous les deux types de skimmers qu’on peut
rencontrer.
Figure 25. SCHÉMAS DE SKIMERS VERTICAL ET HORIZONTAL [18]
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 68
Chapitre 9 : Etude économique
Les études de faisabilité économique consistent à déterminer et à mettre au point la
possibilité de réalisation et de concrétisation d’un projet. Les décisions d’investissement pour
les industries pétrolières revêtent une importance particulière. C’est donc essentiellement à
l’étude de faisabilité économique du projet que ce chapitre est consacré.
I. Emplois débiteurs du projet
La valeur des flux monétaires débiteurs du projet est fonction de son importance et des
infrastructures de production, ensuite des objectifs initialement visés et enfin du pourcentage
d’accomplissement des prévisions. Ces flux monétaires débiteurs sont représentés par les
capitaux initialement investis et les charges de fonctionnement.
I.1. Dépenses en capital (CAPEX)
Les dépenses en capital ou dépenses d'investissement se réfèrent aux immobilisations,
c'est-à-dire aux dépenses qui ont une valeur positive sur le long terme. Dans le cas de ce
projet, le capital est investi dans les achats des matériels et équipements, ainsi que les frais
d’installation des infrastructures.
I.2. Dépenses de fonctionnement (OPEX)
Les dépenses de fonctionnement sont en général les charges courantes pour
l’exploitation. Elles sont de deux types : l’OPEX fixe incluant les dépenses qui a une
conséquence directe sur la production (maintenance, salaire des personnels,…), et l’OPEX
variable incluant les achats des consommables (produits chimiques, électricité, carburants,
etc.).
II. Eléments d’évaluation de la rentabilité
Les facteurs qui déterminent l’efficience commerciale de l’huile lourde de Tsimiroro
se rapportent aux coûts du baril, à la production, aux revenus et à la répartition respective des
revenus entre la compagnie et l’Etat, celui-ci étant représenté par l’OMNIS.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 69
II.1. Prix du baril de pétrole
Les prix mondiaux du pétrole sont soumis à des fluctuations et variations issues des
conditions du marché international et local. L’évaluation du prix de l’huile lourde de
Tsimiroro sera liée à des prix au marché mondial. Les prix du pétrole lourds ont
historiquement toujours été inférieurs à ceux du pétrole léger dont les références sont le West
Texas Intermediate (WTI) et le Brent. Cette différence négative pour l’huile lourde est due à
la valeur inférieure de ses produits dérivés obtenus lors du raffinage.
En plus de cette exigence de prix élevés et stables du pétrole, il est à noter que les
investissements nécessaires dans un projet d’extraction d’huile lourde par la méthode
thermique sont généralement plus élevés que ceux de son homologue conventionnel. Les
raisons sont la nécessité des équipements de production de vapeur, des aciers de haute qualité
pour les tubages des puits et les tuyauteries de surface, ainsi que d'isolation pour la prévention
des pertes de chaleur dans le circuit d’injection.
L’huile lourde de Tsimiroro possède un prix inférieur à celui du pétrole léger en raison
de l'absence de constituants hydrocarbonés de haute valeur et de sa viscosité élevée
(inférieure à 20 °API). C’est pourquoi son prix est évalué à 85 % de la référence Brent, selon
les fluctuations historiques et l’analyse des prix du brut lourd sur le marché international.
La valeur numéraire du pétrole correspond au prix du volume total (en bbl) de pétrole
produit annuellement. Le prix de référence est celui du Brent qui est de $45,32 le baril. Le
prix de l’huile lourde est déduit de ce dernier, étant évalué à 85 % de ce prix, c’est-à-dire
$38,58/bbl.
II.2. La quantité de production
La valeur numéraire du pétrole produit représente les flux monétaires créditeurs, par
contre elle symbolise essentiellement les recettes globales réalisées. En effet, le Contrat de
Partage de Production (CPP) établit le partage des revenus entre la compagnie et l’Etat.
Les coûts d'exploitation pour un projet thermique sont aussi plus élevés en raison de la
nécessité de produire de la vapeur en amont et un effectif du personnel d'exploitation requis
plus élevé. Le projet de développement de Tsimiroro subit les mêmes pressions de coût et se
déroule dans un pays où les infrastructures de transport sont au point mort. Tout cela joue au
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 70
détriment du produit Tsimiroro sur le marché intérieur et international et nuit à sa
compétitivité.
Dans le cas du projet de Tsimiroro, la figure 26 ci-dessous montre la répartition de la
production d’huile entre trois destinations.
Figure 26. RÉPARTITION DE L’HUILE PRODUIT
Source : Auteur, 2016
La première destination (1) qui est de 60 % est la mise en marche de l’opération, comme
combustible pour les générateurs de vapeur, le recouvrement du coût de traitement de
l’eau et les frais du personnel.
La seconde destination qui représente 36 % sert à la récupération des coûts
d’investissement durant le développement. Il est indiqué dans le CPP que ces coûts
récupérables ne doivent pas excéder le 90 % de la production net sans la part utilisée pour
la production.
La troisième et dernière destination qui est de 4 % sert à rembourser les différents taxes et
impôts liés à la production des hydrocarbures
Et ce n’est que le reste du 4% moins les coûts pour les différents taxes et impôts, qui sera le
profit pétrolier que l’Etat et la compagnie partagera. Car en vertu du CPP, la compagnie tirera
des bénéfices provenant des revenus après déduction des coûts de production et des
redevances payées à l’Etat.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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III. Rentabilité de l’exploitation de Tsimiroro
Avec le prix actuel du Brent qui est de $45,32, le projet d’exploitation de l’huile
lourde n’est pas rentable. Puisque le seuil de rentabilité de ce projet est de $60 le prix du baril
(la référence Brent). En ce qui est du prix du Brent, ni l’Etat ni la compagnie ne pourrait
apporter de la modification car il est fixé par le contexte géopolitique mondial.
La rentabilité du projet Tsimiroro est influencée par les différents coûts très élevés.
Les coûts de développement pour l’achat des matériels comme le générateur de vapeur, les
tuyauteries, les matériaux spécifiques des puits, mais aussi les coûts d’exploitation de la
récupération thermique utilisée pour alimenter le générateur de vapeur, le traitement des eaux
usées et pour les frais du personnel.
Vu que l’investissement pendant le projet nécessite un énorme fond, et que le prix du
Brent est actuellement en baisse, le projet n’est pas rentable. Il faut donc augmenter la
production jusqu’ à sa rentabilité. En effet, la complétion adoptée actuellement permet de
produire environ 20 BPD par puits. Mais la complétion que nous avons proposée pourrait
augmenter la production jusqu’à 27 BPD par puits, niveau nécessaire pour satisfaire le critère
de rentabilité du projet étant donné le prix actuel de négociation du baril de pétrole sur le
marché.
De même, la diminution de la quantité d’eau produite pourrait être un important atout
pour le projet au bénéfice du coût de production par le biais de la réduction du volume à
traiter.
La simulation suivante concerne la production d’huile lourde de Tsimiroro
conformément aux clauses du CPP et en tenant compte du volume de production envisagé
pour la première phase d’exploitation.
III.1. Hypothèses de calcul
On détermine le montant des flux monétaires sur la base des hypothèses suivantes :
La quantité d’huile utilisée pour la production est de 60 % du volume produit au
départ. Mais elle diminuera par la suite, en fonction de l’évolution du volume de la
production.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 72
Le taux de redevance est de 4 % du revenu de la production pour prix moyen du
Brent supérieur à US$ 34 le baril.
Le prix du baril de pétrole est de US$ 45,32 (prix du Brent le 07/05/2016).
Le prix de l’huile lourde est de 85 % du Brent.
Le coût récupérable ne doit pas excédé 90 %,
L’IDH est 20 % du profit pétrolier sans la part de l’Etat.
Le TVA sera calculée à partir du CAPEX et OPEX.
Le profit pétrolier de l’OMNIS est de 10 %.
III.2. Calcul économique
III.2.1. Dépenses en capital
Le coût investi pour l’achat et l’installation des matériels utilisés ainsi que les
infrastructures nécessaires pendant la phase 1a est d’environ US$ 268 299 995. Les détails de
ce coût sont récapitulés dans le tableau 12 suivant.
Tableau 12. COUT D’INVESTISSEMENT
Désignations nombre Montant (US$)
Forage de développement 460 160 300 000
Forage d'évaluation 30 7 400 000
Générateur de vapeur 15 33 199 995
Système de traitement d'eau 10 000 000
Acquisition de données 2 000 000
Autres coûts 3 300 000
Garantie bancaire 5 900 000
Entretien de la RN1 bis 26 400 000
Infrastructures portuaires 19 800 000
Total des investissements 268 299 995
Source : Auteur, 2016
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
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III.2.2. Dépenses de fonctionnement
Les dépenses de fonctionnement ou coûts d’opération peuvent être classées en deux
types : il y a les OPEX fixes et les coûts variables OPEX variables. Ces derniers sont
essentiellement calculés en fonction de la production réalisée. D’après les calculs exposés
dans le tableau 13 ci-après, les OPEX fixes sont de US$ 879 100 000 tandis que les OPEX
variables sont de US$ 333 115 492.
Tableau 13. CHARGE D’EXPLOITATION D’HUILE LOURDE
Année OPEX
OPEX fixes OPEX variables
Produit
chimique
Electricité Carburants Route Coût total
Année 1 19 700 000 2 5 1 24 5 968 480
Année 2 36 600 000 2 2 0,30 16 14 202 676
Année 3 48 400 000 2 2 0,20 12 35 059 016
Année 4 48 400 000 2 1 0,20 8 30 353 112
Année 5 48 400 000 2 1 0,20 8 28 154 341
Année 6 48 400 000 2 1 0,20 8 24 818 293
Année 7 48 400 000 2 1 0,20 8 18 778 104
Année 8 48 400 000 2 1 0,20 8 14 249 233
Année 9 48 400 000 2 1 0,20 8 19 301 454
Année 10 48 400 000 2 1 0,20 8 23 333 268
Année 11 48 400 000 2 1 0,20 8 22 669 381
Année 12 48 400 000 2 1 0,20 8 20 045 584
Année 13 48 400 000 2 1 0,20 8 17 624 094
Année 14 48 400 000 2 1 0,20 8 15 380 071
Année 15 48 400 000 2 1 0,20 8 13 412 774
Année 16 48 400 000 2 1 0,20 8 11 555 634
Année 17 48 400 000 2 1 0,20 8 9 665 011
Année 18 48 400 000 2 1 0,20 8 6 593 033
Année 19 48 400 000 2 1 0,20 8 1 951 932
879 100 000 333 115 492
Source : Auteur, 2016
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III.2.3. Chiffre d’affaires
La valeur du chiffre d’affaires annuel de l’exploitation est l’équivalent en numéraire
des résultats des activités de production d’huile lourde. La figure 27 ci-après résume le chiffre
d’affaires de production d’huile lourde.
Figure 27. CHIFFRE D’AFFAIRES UNITAIRE D’EXPLOITATION
Source : Auteur, 2016
Production nette
Utilisé pour la production
III.2.4. Compte d’exploitation
Les détails d’un compte d’exploitation (tableau 15) constituent des éléments importants
pour tous les calculs économiques et financiers en matière de détermination de la rentabilité d’un
projet d’investissement. Ils permettent de déduire les valeurs annuelles de la Marge Brute
d’Autofinancement qui sont des paramètres clés.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 75
Tableau 14. COMPTE D’EXPLOITATION DE PRODUCTION D’HUILE
Année Production
annuelle (BBL)
Redevance
(BBL)
Récupération
de coût
(BBL)
Part
OMNIS
(BBL)
Part
Compagnie
(BBL)
IDH (BBL) TVA sur
CAPEX
(US$)
TVA sur OPEX (US$)
Année 1 186 515 7 461 67 145 - - - 27 058 680 2 566 848
Année 2 699 639 27 986 358 915 1 189 10 704 2 141 25 751 710 5 080 268
Année 3 2 164 137 86 565 1 285 497 5 627 50 641 10 128 25 074 280 8 345 902
Année 4 2 710 099 108 404 1 926 881 10 569 95 124 19 025 362 700 7 875 311
Année 5 2 513 780 100 551 1 809 922 10 055 90 496 18 099 7 655 434
Année 6 2 215 919 88 637 1 575 518 8 642 77 779 15 556 7 321 829
Année 7 1 676 616 67 065 1 146 806 6 036 54 322 10 864 6 717 810
Année 8 1 272 253 50 890 687 017 2 545 22 901 4 580 6 264 923
Année 9 1 723 344 68 934 915 096 3 274 29 469 5 894 6 770 145
Année 10 2 083 328 83 333 1 312 496 6 250 56 250 11 250 7 173 327
Année 11 2 024 052 80 962 1 348 019 6 882 61 936 12 387 7 106 938
Année 12 1 789 784 71 591 1 159 780 5 727 51 546 10 309 6 844 558
Année 13 1 573 580 62 943 963 031 4 406 39 654 7 931 6 602 409
Année 14 1 373 221 54 929 778 616 3 158 28 426 5 685 6 378 007
Année 15 1 197 569 47 903 614 353 2 036 18 323 3 665 6 181 277
Année 16 1 031 753 41 270 464 289 1 032 9 286 1 857 5 995 563
Année 17 862 947 34 518 318 428 86 777 155 5 806 501
Année 18 588 664 23 547 176 599 0 0 0 5 499 303
Année 19 174 280 6 971 59 255 0 0 0 5 035 193
27 861 480 1 114 459 16 967 662 77 515 697 634 139 527 BBL 78 247 370 121 221 549
Source : Auteur 2016
D’après les résultats précédents, l’Etat Malagasy sera bénéficiaire direct d’un TVA de
US$ 199 468 919, d’un IDH de 139 527 BBL en hydrocarbures et d’un profit pétrolier de
77 515 BBL. Ces chiffres sont obtenus en 19 ans d’exploitation. Par contre, la compagnie
recevra une ristourne de 697 634 BBL d’huile lourde pour compenser ces fonds
d’investissement.
On remarque également que dans cette phase, le capital investi n’est pas encore
remboursé. Cela est dû au coût de matériels et d’installation très cher. Ainsi s’explique notre
objectif d’améliorer la production d’huile pour que la période de remboursement des capitaux
se fera de la manière la plus courte possible et que les deux parties puissent tirer profit du
projet.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 76
Conclusion partielle
En résumé, la modélisation des données de production a permis de savoir qu’une
modification au niveau de la complétion des puits est nécessaire afin d’améliorer le volume de
la production d’huile. Les modifications effectives se rapportent plus précisément à
l’utilisation de deux tubes de production et au redimensionnement de la pompe.
D’autre part, il est clair qu’au fur et à mesure que l’exploitation avance, une quantité
de plus en plus grande d’eau sera nécessaire. D’où la nécessité d’une brève étude
environnementale.
Enfin, puisqu’un projet pétrolier nécessite toujours un énorme investissement qui sera
remboursée une fois que la production commence, cet investissement doit être réparti durant
toute la vie du projet.
« Relation entre les techniques de complétion et de volume de production …»
RATSIMBAZAFY Njara Mathieu Page 77
CONCLUSION GENERALE
L’exploitation de l’huile lourde de Tsimiroro peut être un remède à l’insuffisance
d’énergie qui pèse sur Madagascar. Elle constituerait également un levier pour le
développement du pays, en faisant toute la population Malagasy jouir des biens et ressources
du territoire.
La présente étude consiste à établir le lien entre les techniques actuelles utilisées par
MOSA et la quantité des fluides produits. Elle comprend la modélisation des courbes de
déclin de production et la recommandation pour l’amélioration des techniques de production.
Etant donné les difficultés de leur réalisation sur terrain, l’étude est limitée à la proposition de
techniques plus performantes tant sur le plan de la protection de l’environnement que pour
l’amélioration des revenus.
Etant donné que MOSA a acquis son permis d’exploitation pour la phase 1a, elle va
augmenter ses activités de production d’huile lourde. C’est pourquoi l’étude
environnementale est entreprise, ayant montré que la quantité d’eau dans la formation Isalo I
est suffisante. Il est toutefois indispensable que l’eau produite pendant cette phase soit traitée
adéquatement avant d’être réinjectée dans le sous-sol.
Cette phase engendrera certaines immobilisations qui nécessitent un fond de US$ 268
299 995 USD, pour l’achat des matériels et la réalisation des forages de développement. Les
coûts de production (US$ 879 100 000 d’OPEX fixes et US$ 333 115 492 d’OPEX variables)
s’y ajoutent. Les calculs montrent que durant les 19 années de la phase 1a, la compagnie
restera déficitaire car ses investissements ne seront pas totalement récupérés. Par contre, l’Etat
bénéficiera de la recette des taxes, des impôts et de ses 10 % de profit pétrolier.
Par ailleurs, il reste encore beaucoup à faire étant donné que la génération de vapeur
gaspille une part importante de la production (environ 30 %). Pour y remédier, il serait peut-
être opportun de penser à l’utilisation d’une autre forme d’énergie de substitution. En effet,
tout près de la Commune Rurale de Beravina (30 km à vol d’oiseau de Tsimiroro), on dispose
d’un cours d’eau que l’on pourrait éventuellement aménager pour la production d’électricité,
étant donné l’important dénivelé entre les pentes de Maromahia (où serait construit le barrage
de retenue) et le contre-bas de Beravina (où pourrait être installée la centrale). Bien entendu,
une étude de faisabilité appropriée devra être menée à cet effet.
BIBLIOGRAPHIE ET WEBOGRAPHIE
Bibliographie
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[13] Madagascar oil, Block 3104 - Tsimiroro Development Plan, octobre 2014
[14] Madagascar oil SA, Well Design Evaluation, fevrier 2014
[15] IFP Energies Nouvelles, 2011 in L’eau dans la production de carburants » - Panorama
2011; www.ifpenergiesnouvelles.fr
Loi juridiques
[14] Loi n° 90-033 du 21 décembre 1990 portant Charte de l'environnement, modifiée et
complétée par les lois n° 97-012 du 06 juin 1997 et n° 2004-015 du 19 août 2004.
[15] Loi N°096-018 du 04 Septembre 1996 portant CODE PETROLIER.
[16] Loi n°98-029 du 20 janvier 1999 portant Code de l’Eau (art. 14), (J.O n. 2557 E.S. du
27.01.99, p. 735).
Webographie
[17] http://oarelogin.research4life.org/uniquesiglocalhost:6001/uniquesig0/InternalSite
(consulté le 12 novembre 2015)
[18] http://www.ipims.eu/scorm/app/bk.asp?s=37406&j=37408&u=44633&w=lite#/
subtopic:1/subject:2 (consulté le 07 janvier 2016)
Annexe 04. GRAPHES OBTENUS PENDANT L’ANALYSE DE DÉCLIN PAR LA MODÈLE DE DUONG
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1
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3
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4
TABLE DES MATIÈRES
Remerciements ..................................................................................................................... I
Sommaire ............................................................................................................................. II
Liste des tableaux .............................................................................................................. III
Liste des figures ................................................................................................................. IV
Liste des annexes ................................................................................................................. V
Liste des abréviations ........................................................................................................ VI
Introduction générale .......................................................................................................... 1
Partie 1.Revue de littérature et documentation ................................................................ 2
Chapitre 1.Contexte général ............................................................................................... 2
I. Système pétrolier ........................................................................................... 2
I.1. Pétrole conventionnel .............................................................................................. 3
I.2. Pétrole non-conventionnel ....................................................................................... 3
II. Zone d’étude ................................................................................................... 4
II.1. Localisation ............................................................................................................ 4
II.2. Géologie de la région ............................................................................................ 4
II.2.1. Structure .......................................................................................................... 4
II.2.2. Stratigraphie ................................................................................................... 5
III. Généralités sur la complétion ........................................................................ 7
Chapitre 2. Technique de complétion d’un puits de production de pétrole ................... 9
I. Complétion des puits éruptifs ....................................................................... 9
I.1. Forage de la couche productive ............................................................................... 9
I.2. Tubage de la section de production ....................................................................... 10
I.2.1. Front de production non tubé .......................................................................... 10
I.2.1.1. Différentes techniques de complétion d’un trou non tubé ....................... 10
I.2.1.2. Utilisation de crépine ............................................................................... 11
I.2.2. Front de production tubé, cimenté et perforé .................................................. 12
I.3. Equipements de fond ............................................................................................. 15
I.4. Complétion à la surface ......................................................................................... 16
II. Complétion des puits en éruption artificielle ............................................ 16
II.1. Complétion des puits en gaslift ............................................................................ 17
II.2. Complétion des puits en pompage ........................................................................ 17
II.2.1. Pompage individuel avec tiges ...................................................................... 17
I.2.2.1. Equipements de fond ............................................................................... 18
I.2.2.2. Equipements de surface .......................................................................... 19
I.2.2. Pompage sans tige ........................................................................................... 20
Chapitre 3. Projet d’injection de vapeur ......................................................................... 21
I. Méthode de récupération ............................................................................. 21
I.1. Récupération par injection de vapeur d’eau .......................................................... 22
I.1.1. Opportunité de l’injection de vapeur d’eau .................................................... 22
I.1.1.1. La profondeur du gisement ...................................................................... 22
I.1.1.2. La viscosité du pétrole ............................................................................. 22
I.1.1.3. La qualité de la vapeur ............................................................................. 23
I.1.1.4. Le débit d’injection .................................................................................. 23
I.1.2. Variantes de l’injection de vapeur d’eau ........................................................ 23
I.1.2.1. L’injection cyclique ................................................................................. 23
I.1.2.2. L’injection continue ................................................................................. 24
I.2. Production d’eau .................................................................................................... 25
II. Gisement similaire à celui de Tsimiroro ................................................... 26
II.1. Vue globale du projet de Duri .............................................................................. 26
II.2. Extraction de l’huile ............................................................................................. 27
Partie 2.Compilation et analyse de données – cas SFP Tsimiroro ................................. 31
Chapitre 4. Structure de puits .......................................................................................... 31
I. Complétion de puits de production ........................................................................... 32
I.1. Forage de puits de production ............................................................................... 32
I.1.1. Méthodes ......................................................................................................... 32
I.1.2. Matériels ......................................................................................................... 32
I.2. Complétion de puits ............................................................................................... 33
II. Complétion de puits d’injection ............................................................................... 35
Chapitre 5. Historique et performance de production ................................................... 38
I. Historique de production ............................................................................. 38
II. Performance de production ......................................................................... 39
II.1. Performance de la méthode utilisée ...................................................................... 39
II.2. Performance de la méthode utilisée ...................................................................... 40
III. L’eau dans le SFP de Tsimiroro ................................................................. 42
III.1. Origine de l’eau utilisée pour la production de vapeur ...................................... 43
III.1.1. Sens de l’écoulement souterraine ................................................................. 45
III.1.2. Réalimentation des nappes .......................................................................... 45
III.2. Cycle de l’eau dans le SFP de Tsimiroro ............................................................ 45
Chapitre 6. Présentation de la Modélisation ................................................................... 48
I. Paramètres à analyser .................................................................................. 48
II. Méthodes d’analyse du déroulement de la production ............................. 48
II.1. Méthode de déclin d’Arps .................................................................................... 48
II.1.1 Déclin exponentiel .......................................................................................... 49
II.1.2 Déclin harmonique ......................................................................................... 50
II.1.3 Déclin hyperbolique ....................................................................................... 51
II.2. Modèle de Duong ................................................................................................. 53
Partie 3. Modélisation ........................................................................................................ 55
Chapitre 7 : Présentation des résultats et recommandation .......................................... 55
I. Présentation des résultats ............................................................................ 55
I.1. Déclin exponentiel d’Arps ..................................................................................... 55
I.2. Déclin Harmonique d’Arps .................................................................................... 56
I.3. Déclin hyperbolique d’Arps .................................................................................. 56
I.4. Modèle de Duong................................................................................................... 58
II. Recommandations ........................................................................................ 59
II.1. Méthode de production ......................................................................................... 59
II.2. Conditionnement du front de production ............................................................. 59
II.3. Equipement de fond .............................................................................................. 60
II.3.1. Tubing ........................................................................................................... 60
II.3.2. Pompe ............................................................................................................ 61
Chapitre 8: Aperçu environnemental de l’eau de production ....................................... 64
I. Les impacts de l’eau ..................................................................................... 64
I. 1. Prélèvement d’eau pour l’extraction ..................................................................... 65
I.2. Rejet d’eau de production ...................................................................................... 65
II. Les mesures à entreprendre ........................................................................ 66
Chapitre 9 : Etude économique ........................................................................................ 68
I. Emplois débiteurs du projet ........................................................................ 68
I.1. Dépenses en capital (CAPEX) ............................................................................... 68
I.2. Dépenses de fonctionnement (OPEX) ................................................................... 68
II. Eléments d’évaluation de la rentabilité ...................................................... 68
II.1. Prix du baril de pétrole ......................................................................................... 69
II.2. La quantité de production ..................................................................................... 69
III. Rentabilité de l’exploitation de Tsimiroro ................................................. 71
III.1. Hypothèses de calcul ........................................................................................... 71
III.2. Calcul économique .............................................................................................. 72
III.2.1. Dépenses en capital ...................................................................................... 72
III.2.2. Dépenses de fonctionnement........................................................................ 73
III.2.3. Chiffre d’affaires .......................................................................................... 74
III.2.4. Compte d’exploitation .................................................................................. 74
Conclusion générale ........................................................................................................... 77
Bibliographie et webographie .......................................................................................... IX
Table des matières ................................................................................................... XXVIII
Titre «Relations entre les techniques de complétion et le volume de production
pour un projet d’extraction d’huile lourde par injection de vapeur »
Auteur : RATSIMBAZAFY Njara Mathieu
Adresse : lot II E 2 R bis B Ambatokaranana Antananarivo 101
Tél : : 033 14 304 44
E-mail : [email protected]
Encadreurs : Monsieur ANDRIAMPARANY Carl, Enseignant à l’ESPA
Monsieur RAFARALAHY, Maitre de conférences à l’ESPA
Résumé :
Madagascar possède une réserve de pétrole non-conventionnel dans la zone de Tsimiroro. La
technique d’injection de vapeur est pratiquée par Madagascar Oil S.A en utilisant deux types de puits :
un pour la production et un pour l’injection. Une amélioration est apportée sur la complétion du puits
de production. La technique consiste en un front de production à trou ouvert avec usage de crépine en
utilisant un seul tube de production et une pompe à piston. Une modélisation a été effectuée par
l’analyse du déclin de production impliquée par la complétion utilisée par Madagascar Oil S.A.
Des recommandations ont été proposées concernant le redimensionnement de la pompe et
l’utilisation de deux tubes de production pour améliorer le processus. Cette proposition tient déjà
compte de l’impact de l’eau sur l’environnement et vise également un recouvrement rapide des coûts.
La simulation de la première phase d’exploitation du gisement montre que l’eau de la nappe
d’Isalo I est suffisante pour la production. L’étude économique relative à la mise en place des
matériels de production nécessite l’investissement total de moins de US$300 000 000 pour produire un
peu plus de 25 000 000 BBL d’huile.
Mots clés : injection de vapeur, réservoir, complétion, puits, production, huile lourde, eau
Abstract:
Madagascar has reserves of unconventional oil in Tsimiroro field. Madagascar Oil S.A. is
being to apply the steam injection technique using two types of well: production wells and injection
wells. Some improvement has been adopted on the completion of production wells. Present
completion consists of production open hole using single production tubing and a piston pump.
Modeling was performed by the analysis of production decline obtained by means of Madagascar oil
SA completion.
We made recommendations to use a new pump size as like dual production tubing in order to
improve the process. This proposal already takes account of the environmental impact of produced
water and aims prompt recovery of costs.
The simulation of the first phase of operation of the deposit shows that IsaloI water source is
proper to satisfy the whole needs for production. The economic study relative to material requirements
gives that total investments are less than US$ 300 000 000 for more than 25 000 000 BBL of oil
production.
Keys words: steam injection, reservoir, completion, well, production, heavy oil, water
Nombre de pages : 77
Nombre de tableaux : 14
Nombre de figures : 27