Equipement de Production2015 PDF
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EQUIPEMENTS ET MATERIELS DE
PRODUCTION
Mars 2016
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Chapitre 0 : INTRODUCTION
Comme dans la prospection minière, notre pays n’échappe pas à la règle générale pour tout
début des travaux d’exploration. Avant toute chose, une compagnie pétrolière doit demander au
pays hôte un permis d’exploration. En cas de découverte en phase d’exploration, un accord est
conclu entre la compagnie et le gouvernement du pays : il définit les parts respectives des profits
tirés de l’exploitation du pétrole.
En règle générale, les pays décrètent que les ressources du sol et de sous-sol leur appartiennent,
à l’exception des États-Unis où le propriétaire du sol l’est aussi du sous-sol.
Il existe plusieurs champs pétroliers répartis inégalement sur la planète ; Un champ est constitue
d’un ensemble d’équipements pour extraire, traiter et stocker provisoirement le pétrole (puits,
conduites, usines de traitement des fluides, dépôts c). Ces installations présentent une capacité
nominale représentant le débit volumique maximal de pétrole qu’elles peuvent traiter, débit
exprime souvent en débit journalier.
Cette capacité a été déterminée en fonction de la quantité de pétrole que renferme le sous sol du
champ ainsi que le niveau d’investissements, les moyens de transport disponibles jusqu’aux
raffineries.... Le champ est aussi associé à une structure géologique renfermant une ou
plusieurs roches poreuses imprégnées de pétrole ou huile, dites roches réservoirs.
A chacun des champs est associe un volume total de pétrole récupérable ou réserve initiale
Qchamp. Il est d’un usage répandu d’utiliser le baril comme unité de volume, usage imposé par
l’industrie étasunienne, très longtemps, et encore aujourd’hui, la plus puissante des industries
pétrolières dans le monde. Le baril vaut 159 litres et un baril d’huile brute a une masse entre 110
et 150 kg, selon sa densité.
0.1. Exploration
• l'étude détaillée géophysique des structures internes des « pièges » ainsi que leur
recherche sur les terrains à prospecter. Elle utilise surtout la sismique, qui permet
d’obtenir des informations précises sur la profondeur et la disposition des couches
sédimentaires, à l'aide de mesures par réflexion ou par réfraction d'ondes de choc émises.
Les principaux contracteurs de sismique sont : Western Geco , CGG Veritas, PGS, TGS, Fugro.
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Cette phase représente l'essentiel du coût total de l’exploration et elle coûte bien plus cher en
offshore (forage en mer) qu’en onshore (forage à terre). La découverte de grands gisements
reste rare, en moyenne une découverte pour 10 forages d’exploration dans le monde. Cette
étape comprend plusieurs phases :
• Forage
Tout forage se fait en plusieurs étapes : Un premier trou de large diamètre 30" (~76 cm) depuis
la surface jusqu'à quelques dizaines de mètres pour stabiliser le sol de départ, ce premier trou
sera consolidé par un tubage (casing) de 26" et cimenté pour assurer la cohésion entre le terrain
et le tube (tubage conducteur). Ce tube servira de guide pour le trépan suivant de diamètre 20"
(~50 cm), qui ira plus profond, sera à son tour tubé puis cimenté (tube de surface). Suivant la
profondeur à atteindre jusqu'à 5 trous de diamètres de plus en plus petits peuvent être forés.
Cette technique permet d'isoler les zones et donc ce prévenir toute contamination, par les nappes
phréatiques de surface par exemple. Souvent le dernier trou est foré en diamètre 8,5" (~21 cm),
mais peut aussi être plus petit.
• Figure 1 : forage
Il y a plus de 5000 contracteurs de forage dans le monde : Pride, Rowan Drilling, Ensco, Noble
Drilling, ou Transocean, Seadrill, Diamond offshore pour les forages en mer.
Parmi les milliers de fabricants d’équipements de forage : Smith, Vallourec, Cameron, Vetco-Gray,
FMC, Continental Emsco, Ideco, Weatherford, Aker-Kvaerner.
• Evaluation
Dans un trou non encore tubé, des outils sont descendus par des câbles électriques pour évaluer
les possibilités des roches rencontrées : ces « diagraphies électriques » (logging) permettent de
recaler les données sismiques (en temps) par rapport aux données de profondeur (en mètres) ;
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d'évaluer la hauteur, la porosité, le contenu en fluides des zones productives.
Si le puits est considéré comme valable pour la production, des tests complémentaires
permettent d'évaluer le champ découvert :
• essais de production pour mesurer les débits, proportions eau/gaz/pétrole, et évaluer les
réserves etc.
Le puits d’exploration reçoit un dernier tubage cimenté sur place avant d’être prêt à produire.
Les contracteurs principaux sont : Schlumberger (leader mondial des services pétroliers), Baker-
Hughes, Halliburton, Camco.
• Développement
Les techniques modernes permettent de forer en déviation à partir d'un seul point, cela limite les
dimensions des installations de surface en concentrant les puits. Les puits peuvent simplement
être déviés ou réellement horizontaux. Optimisant ainsi la surface de drainage entre le puits et la
roche réservoir, les puits horizontaux peuvent avoir des productivités cinq à dix fois supérieures
aux puits verticaux. L'équilibre financier entre ces aspects détermine la prise de décision de
développement du champ découvert.
Les grandes compagnies contractantes en particulier pour l’offshore sont : Technip, Saipem,
Acergy, Brown & Root, Mc Dermott, SBM.
• Production
Les fluides parvenant en surface comportent, en plus du pétrole, de l’eau et du gaz. L’eau peut
être perdue ou réinjectée dans le gisement. Le gaz, en l’absence d’un marché, est brûlé sur place
(« torché ») ou réinjecté dans le gisement. Si le gaz peut être vendu, il est débarrassé de ses
impuretés puis expédié par gazoduc vers les marchés ou liquéfié.
b) Récupération primaire
Un gisement pétrolier est en équilibre à la pression de fond, qui peut atteindre plusieurs
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centaines de bars. Au début de la vie du puits, le pétrole parvient donc spontanément à la
surface : le puits est dit « éruptif ».
Les taux de récupération des réserves en place varient de moins de 10 % à plus de 70 % (taux
moyen mondial : 35%)(1).
Les équipements sont des séparateurs : Natco, Prosernat, ou des pompes immergées : Centrilift,
Moineau, Framo, ou des pompes de surface : KSB, Sulzer, ou des compresseurs : Ingersoll-Rand,
Atlas-Copco, parmi bien d’autres.
• Transport
Une fois découvert, collecté, traité et stocké dans les terminaux de chargement, le pétrole brut
doit être transporté vers les lieux de consommation.
Il existe de nombreux oléoducs et gazoducs dans le monde, principalement en Russie, aux États
Unis d'Amérique, au Canada, en Europe et au Moyen-Orient.
Une société pétrolière peut utiliser ses propres navires ou affrète des navires appartenant à des
tiers. Les volumes des pétroliers varient de 3 000 tonnes en lourd (dwt) jusqu'à 350 000 tonnes.
La taille peut être limitée pour des raisons de tirant d'eau et de largeur de canaux, par exemple
au Canal de Panama (80 000 t environ) et au Canal de Suez (150 000 t environ).
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1. Introduction
Un certain nombre d’équipements et matériels utilisés lors de forage seront conservés pendant la
période de développement et celle de l’exploitation. Nous allons les décrire en détail dans le
chapitre précédent.
Un puits sert à mettre en liaison le fond et la surface c’est-à-dire ramener l’effluent (mélange
pétrole et eau) du gisement aux installations de surface dans lesquelles il sera traité pour être
commercialisé. Cependant, le puits peut aussi servir d’injection (Puits d’injection) au lieu de
produire. Ici, il faut savoir que lors de l’extraction des HC, le gisement va se dépleter (chute en
pression), il faudra ainsi réinjecter un autre effluent (eau ou gaz) pour conserver la pression de
gisement (PGis) ou, ralentir sa chute afin de pouvoir récupérer le maximum d’HC.
Il existe aussi les puits témoins c’est-à-dire implantés en périphérie lors de l’exploration de
certains réservoirs et servent aussi à contrôler le niveau de pression du réservoir ainsi que le son
niveau aquifère. Leur technologie est sensiblement la même qu’un puits producteur ou injecteur.
Avant d’arriver à forer un puits, il faut entreprendre des exercices souvent difficiles et hasardeux.
Pour avoir de l’HC, il faut d'abord faire de l'exploration, c’est-à-dire rechercher les endroits où la
topographie du sous-sol permet de « piéger » le pétrole.
Sans obéir à des lois physiques bien précises, l'existence de gisements de pétrole dans un endroit
est fonction de deux critères élémentaires fondamentaux :
• Les hydrocarbures doivent s'être formés dans des terrains propices que l'on qualifie de
roche mère; ces terrains correspondent nécessairement à certaines phases de la
sédimentation marines avec dépôts de matières organiques dont l'évolution physico-
chimique conduit à la formation des hydrocarbures. Leur maturation se fait sur des
périodes extrêmement longues (des millions d'années) mais les conditions de formation de
ces hydrocarbures ayant existé à n'importe quelle époque de l'évolution du globe terrestre,
par conséquent on trouve des hydrocarbures dans tous les terrains sédimentaires.
Cependant, certaines époques géologiques ont donné lieu, dans certaines zones, à des
productions de matières organiques plus abondantes, et finalement, à des évolutions
physico-chimiques plus élaborées que dans d'autres secteurs. La répartition des
hydrocarbures dans les bassins sédimentaires est donc très hétérogène.
• Pour qu'il y ait ensuite gisement de pétrole, il faut que les hydrocarbures aient été, après
leur formation, rassemblés, puis « piégés » dans des « réservoirs ».
La qualité du réservoir est caractérisée par sa porosité (plus la roche est poreuse, plus le volume
du pétrole contenu est grand) et sa perméabilité (possibilité d'extraire le pétrole).
Il explore la zone à l’aide d’avion volant en basse altitude pour acquérir des données essentielles
à la prospection (exploration), au développement et à l’exploitation des HC. On peut ainsi établir
des cartes géologiques de bassins sédimentaires et leurs structures.
• Sismique au sol
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Sur terre, la génération des ondes se fait soit à l'aide d'explosifs, soit avec des camions
vibrateurs. Les données sont enregistrées à l'aide de sismographes.
En mer, un bateau remorque un dispositif de génération des ondes à air comprimé (canon) ainsi
qu'un réseau de capteurs de pression (hydrophones) répartis en lignes (streamers) pouvant
atteindre 10 km de long. Il s'agit de la sismique marine.
Afin d’obtenir une image plus précise et plus fiable du sous-sol, on emploie la technique de la
sismique 3D plus chère, mais beaucoup plus efficace que la 2D. Elle permet même souvent de
repérer directement les hydrocarbures dans les couches géologiques. Les récepteurs sont placés
en nappes afin de construire une image du sous-sol en volume (en trois dimensions).
Cette technique vous donne d’une manière précise quelle qu’en soit la complexité, grâce à des
logiciels (exemple CGG : Geosoftware).
Le forage est la clé de toute prospection pétrolière. Cette étape représente le principal et
l'essentiel du coût total d'une installation (environ les 2/3). Ce coût dépend bien entendu de la
localisation et de la profondeur du terrain. L'exploration offshore (en mer) coûte bien plus
(plusieurs fois) que la prospection onshore.
Il s’agit d’un ensemble des engins et dispositifs permettant de pratiquer une excavation dans le
sol pour en extraire les minerais, l’eau, du pétrole etc...
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Un appareil de forage est constitué d'un mât (mast en anglais) ou une tour de forage (derrick
en anglais) servant à descendre le train de tiges de forage, au bout desquelles se trouve un outil
de forage (bit en anglais). Le train de tiges de forage est constitué d'un ensemble de tubes vissés
les uns au bout des autres, au fur et à mesure de sa descente au fond du puits. Le trépan
découpe la roche au fond du puits, à la tête du forage. Un fluide " la boue" (mud en anglais)
mélange à base d'eau d'argile (bentonite), de polymères, et d'autres produits généralement
neutres à l'environnement est injecté dans le puits par l'intérieur des tiges, remonte dans l'espace
annulaire entre bord du trou et tiges pour contenir les bords du puits et remonter les déblais
(cuttings en anglais). D'autres outils sont également disponibles utilisant des fraises garnies de
dents en diamant synthétique.
Composition du train de forage conventionnel (drilling string): dans l'ordre de descente à l'avancement
dans le puits : outil de forage + masse tiges (drill collars)+ tiges lourdes (heavy pipes)+ tiges de forages
(drilling pipes). connecté au jour soit à une tête de rotation (powered swivel) soit à une tête d'injection
(swivel) qui justifie l'utilisation d'une tige carrée de rotation (kelly) entrainée par une table de rotation
(rotary table) posée sur la plateforme de forage.
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On appelle « tubage d’un puits » la descente dans ce puits d’un tube ayant un diamètre
légèrement inférieur au trou foré ; ce tube est cimenté par la suite dans l’espace annulaire.
Programme de tubage
Il est certain que le programme idéal serait celui qui prévoirait un trou de diamètre constant dans
lequel on descendrait un tubage unique ; un tel forage à découvert nécessiterait une excellente
tenue du trou, donc un excellent colmatage des parois du trou par la boue. On arrive de plus en
plus de nos jours, grâce aux améliorations constantes apportées au traitement de la boue, à forer
de grands découverts (open hole).
Les diverses colonnes descendues dans les puits sont dans l’ordre chronologique :
Le tube-guide ou cuvelage
Une colonne de surface ou colonne de fermeture des eaux destinée à fermer les
eaux de surface. Cette colonne est descendue à une profondeur variable allant de 50 à 300
m en général. Il s’agit du tubage intermédiaire qui est facultatif et peut être défini comme
« le tubage installé dans un puits après l'installation et à l'intérieur du tubage de surface et
dans lequel les opérations de forage ultérieures peuvent être effectuées à l'intérieur du
puits ».
La descente d’une telle colonne est souvent évitée quand les conditions de forage sont
bonnes et que l’on dispose de moyens efficaces de traiter la boue.
c) La colonne de production (oil string) qui n’est descendue que dans les forages
d’exploitation et qui sert à établir une liaison découvert directe et absolument étanche
entre le gisement éventuellement découvert et la surface.
Harmonisation des diamètres de forage et de tubage
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Il faut que le tubage descendu puisse passer librement dans le trou foré et que l’anneau de
ciment dans l’espace annulaire soit suffisamment épais. On prévoit généralement un jeu qui
peut varier de 1 ½’’ à 4’’.
En sens inverse, entre le tubage et le trépan destiné à poursuivre le trou, on peut admettre
un jeu très faible juste suffisamment pour tenir compte des tolérances sur l’épaisseur des
tubes ou d’une légère augmentation de diamètre du trépan lorsqu’il remonte chargé de
déblais ou de morceaux de « cake ». On va jusqu’à admettre un jeu minimal de 1/8’’.
Trépans Tubes
23’’ 20’’
12 ¼’’ 9 5/8’’
La maîtrise des éruptions provenant d'un puits nécessite un bloc d'obturation consistant en un
système de vannes. Cette maîtrise peut se faire en contenant les venues dans le puits (coiffage)
ou en évacuant ces dernières. Dans le cas de forages pétroliers, le bloc d'obturation doit
permettre de réaliser les points suivants : 1 - le cisaillement du train de tiges ; 2 - la suspension
du train de tige ; obturation ferme ; 3 - la maîtrise du puits avant sa réouverture.
Types de BOP
Les BOP annulaires, principalement de marque Hydrill, Shaffer ou bien Cameron, sont des
obturateurs de type diaphragme (genre appareil photo) ou de type sphérique. Dans les deux cas,
plus la pression dessous est importante, plus la fermeture est forte. Il est possible de "stripper" à
travers, c'est-à-dire de remonter le train de tige avec la fermeture effective, en régulant la
pression qui sert à les fermer. Les BOP annulaires peuvent fermer totalement le puits, mais les
constructeurs ne le recommandent pas.
Pendant le forage d’un puits, la boue de forage est la première barrière de sécurité,
car elle assure le contrôle primaire, d’effluent, pistonnage)
Une seconde barrière de sécurité est nécessaire : Les BOP assurent cette deuxième barrière, ils
assurent le contrôle secondaire.
Les BOP permettent de ’fermer’ sur les différentes tubulaires descendues dans le puits,
d’où la nécessité d’avoir plusieurs types de BOP :
Le nombre d’éléments de l’empilage est fonction de la pression attendue dans le puits. Plus
cette pression est élevée, plus les risques de défaut d’étanchéité sont élevés, donc un
nombre plus important de niveaux de fermeture.
Sortie de fluide
Pression
annulaire=Zéro
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2.1. Introduction
Il existe aussi les puits « témoins » : des puits implantés en périphérie de certains réservoirs
(ex : stockage de gaz souterrain) et servent à contrôler le niveau de pression du réservoir
ainsi que son niveau aquifère. Leur technologie est sensiblement la même qu’un puits
producteur ou injecteur.
Comme les gisements sont très vastes (de plusieurs kilomètres carrés à plus de 100 kilomètres
carrés), il faut forer des puits de façon à récupérer le maximum d’hydrocarbures. On distingue
deux grandes familles de puits, les puits traditionnels et les puits horizontaux.
• Le puits traditionnel, qui existe depuis le XIXe siècle, est creusé à la verticale du
réservoir. La connexion entre ce puits et le gisement est réduite, puisqu'elle se limite à
la hauteur imprégnée en hydrocarbures, en général de l'ordre de quelques dizaines de
mètres. Pour pouvoir récupérer tous les hydrocarbures présents dans le gisement, il
faut donc forer beaucoup de puits verticaux.
• Le puits horizontal fait appel à des techniques plus récentes. Ce puits a une surface
de contact avec le réservoir bien plus importante. Il en faut donc beaucoup moins pour
exploiter un gisement, ce qui permet une réduction des coûts de production. Ainsi, ces
puits horizontaux sont préférés par les pétroliers chaque fois que la forme, la
profondeur et l'emplacement du gisement le permettent.
La pression des fluides dans le gisement va dépendre de plusieurs facteurs, entre autres :
la profondeur du gisement
la manière dont le gisement a été formée
le type de formation en dessus et autour
du gisement
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Un puits foré va créer une ouverture du réservoir vers la surface de la terre. Dans beaucoup
de cas, les fluides montent vers la surface à l’ouverture du puits c’est-à-dire grâce à la
pression existante dans le gisement.
Dans le cas où on doit utiliser des pompes ou d’autres moyens d’activations pour amener le
fluide vers la surface, on parle d’un puits activé.
Nous développerons aussi ces différents moyens d’activations (gaz lift, pompage aux tiges,
pompage centrifuge, pompage à cavité progressive) et plus particulièrement les équipements
dédiés à ces procédés dans les chapitres suivants.
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2.2. Effluent
Que ce soit de l’huile, du gaz, de l’eau ou un mélange des trois, l’effluent se décompose en
éléments carbonés simples (éthane, méthane, etc…) ainsi qu’en éléments spécifiques (N2,
CO2, H2O, etc…).
Chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique,
masse molaire etc..). Il est défini dans la composition globale par le pourcentage de sa
quantité présente dans l’effluent.
Toutes ces variables sont déterminées en laboratoires et servent de base dans tous les calculs
effectués par la suite (process, pertes de charges, etc…) notamment pour le dimensionnement
des équipements du puits.
Cette composition est inexploitable si on ne donne pas les conditions P et T nécessaires pour
définir l’enveloppe de phase. Cependant, l’effluent, composé d’un mélange d’hydrocarbures,
est souvent accompagné d’eau et d’autres éléments indésirables qui seront aussi acteurs dans
le dimensionnement.
L’hydrocarbure est décrit par des propriétés caractéristiques (masse volumique huile :gaz,
viscosité) de même que par une enveloppe de phase résultant d’une analyse de ses
constituants (C1, C2, etc…, jusqu’à un mélange lourd écrit par ses propriétés et nommé
C11+).
Cette description complète est utilisée surtout pour les gaz et les fluides légers. On notera que
chaque élément possède ses caractéristiques propres (pression critique, température critique,
masse molaire, etc.).
Cette enveloppe de phase spécifie l’état (liquide/gaz) dans lequel est l’hydrocarbure en
fonction de la pression et de la température du milieu où il se trouve (réservoir, fond du puits,
surface).
Au-dessus et à gauche du point critique, l’effluent est monophasique liquide, à droite il n’y a
que du gaz.
L’origine de la description précise du fluide effluent est l’analyse PVT (Pression Volume
Température) fournie par le laboratoire d’après un échantillon pris au fond du puits.
• Les éléments indésirables liés à l’effluent proprement dit tel que l’eau, l’H2S, le CO2, le
sable, le mercure dans le gaz doivent être pris en compte dans le dimensionnement des puits
et des installations de surface.
• La combinaison de certains d’entre eux sous certaines conditions de pression et de
température ont des effets indésirables et dommageables pour les installations pétrolières,
notamment pour le puits (formation de dépôts, d’hydrates). Nous développerons ce sujet
ultérieurement dans le cours.
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Le fonctionnement d’un puits diffère selon son type (producteur ou injecteur) et selon son
mode d’activation s’il est non éruptif.
Le fonctionnement de chaque puits sera détaillé dans les cours « process » puits en gas-lift et
puits pompés.
Un gisement est un volume de roche, dont les pores contiennent des fluides. Généralement,
dans un gisement à l’huile, celle –ci se trouve entre une couche d’eau et une couche de gaz.
La pression de l’eau et du gaz pousse l’huile dans le puits.
Quand un trou de forage est complété, une zone avec une pression basse est créée, et le
puits peut produire.
Pour un gisement à gaz, le principe est le même sauf que l’on ne rencontre principalement
que 2 phases (gaz et eau).
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L’exploitation d’un gisement pétrolier s’effectue par deux modes de production dont la
production naturelle (puits éruptifs) basée sur le jaillissement naturel ou mécanique (puits
actifs).
Un puits n’est pas éruptif si
• la pression en surface est égale à la pression du réservoir
• la pression du réservoir et la pression au fond de trou sont égales.
Un puit est éruptif s’il existe une différence de pression entre le réservoir et le trou de forage.
Enfin, la vitesse d'écoulement du pétrole devient si faible et les coûts de son extraction si
élevés que le fonctionnement de ce forage devient plus onéreux que les revenus tirés de la
vente du pétrole (après décompte du prix des coûts de fonctionnement, des taxes, des
assurances et du remboursement du capital). La limite économique d'un puits est alors
atteinte et le puits est abandonné.
Quand le puits produit, les fluides quittent le réservoir et entrent dans le trou de forage.
La pression dans le réservoir autour du trou de forage diminue graduellement et les fluides
des endroits du réservoir où il y a une pression plus grande s’écoulent vers le trou de forage
où la pression est plus basse.
La pression du fluide dans le fond d’un puits est une combinaison de trois paramètres :
la pression hydrostastique dans le puits
les pertes de charges dans les puits
la pression en tête de puits
N.B. La pression hydrostatique est une pression qu'exerce l'eau sur la surface d'un corps
immergé, elle augmente d'environ une atmosphère par 10 mètres de profondeur.
Avec un écoulement monophasique, tous les gaz sont dissous dans le fluide. Ceci arrive quand
la pression du fluide est plus élevée que le point de bulle. Donc si la pression dans le tubing
jusqu’à la surface est plus élevée que le point de bulle, le fluide aura un écoulement
monophasique dans le puits.
En montant, la pression diminuera de plus en plus, donc de plus en plus de bulles de gaz
seront séparées du fluide.
Le débit des fluides dépendra de la différence entre la pression du gisement et la contre
pression en fond de puits.
Pour qu’un puits soit éruptif, la pression du réservoir doit être plus grande que la pression en
tête et la pression hydrostatique.
Un puit injecteur est un puits dans lequel on injecte des fluides au lieu d’en produire. L’objectif
étant d’injecter des fluides, il est normalement recommandé pour le maintien de la pression
sur le réservoir et/ou son balayage.
Le cycle de production primaire par expansion du gaz finit toujours par s’arrêter à cause de la
baisse de pression dans le gisement. Aucune énergie supplémentaire n'est ajoutée au
gisement, autre que celle nécessaire à la remontée du fluide dans les puits de production.
Toutefois, la plupart des gisements sont exploités par de nombreux puits; lorsque la
production primaire atteint sa limite économique, un faible pourcentage, en tout état de
cause, jamais plus de 25 p. 100, sont extraits d'un bassin donné. Par conséquent, l'industrie
pétrolière a mis au point des méthodes de renforcement de production de pétrole brut tirant
profit de l'énergie naturelle du gisement. Ces méthodes, appelées de manière globale
exploitation renforcée, peuvent accroître la production de pétrole brut, mais uniquement au
prix d'une fourniture d'énergie supplémentaire au gisement. C'est ainsi que la production a été
augmentée de 33 p. 100 en moyenne. Deux méthodes de complément de production sont
actuellement utilisées : l'injection d'eau et l'injection de vapeur.
Injection d'eau
Dans un champ pétrolier totalement exploité, les puits peuvent être forés n'importe où, à
des intervalles compris entre 60 et 600 m, en fonction de la nature du gisement. Si l'on injecte
de l'eau dans d'autres puits forés dans ce même gisement, la pression d'ensemble de celui-ci
peut être conservée, voire augmentée. Il est alors possible d'augmenter le taux de production
de pétrole brut. Dans certains gisements à degré d'uniformité élevé et peu argileux, le
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remplissage à l'eau peut accroître la production de près de 60 p. 100 ou plus. L'injection d'eau
a été utilisée pour la première fois dans les gisements de Pennsylvanie, plus ou moins
accidentellement, à la fin du siècle dernier; cette méthode s'est depuis lors étendue à
l'ensemble des gisements.
Injection de vapeur
L'injection de vapeur est utilisée dans les gisements contenant des pétroles très visqueux,
qui sont épais et s'écoulent lentement. Non seulement la vapeur fournit une source d'énergie
permettant de déplacer le pétrole, mais elle entraîne également une réduction notoire de la
viscosité (en augmentant la température du gisement). Le pétrole s'écoule alors plus
rapidement, quel que soit le différentiel de pression. Cette méthode a été largement utilisée
en Californie et au Venezuela, où se trouvent d'importants gisements contenant du pétrole
visqueux. Des expériences sont également en cours pour tenter de valider ce procédé dans
l'exploitation des vastes réserves de pétrole brut visqueux (bitumes) le long de la rivière
Athabasca dans le nord de l'État d'Alberta, au Canada, et le long du fleuve Orénoque, à l'est
du Venezuela. Si ces expériences rencontrent un franc succès, l'ère de la domination du
pétrole pourrait être prolongée de quelques décennies.
Il est possible d’utiliser du gaz qui provient de la séparation. L’injection de gaz se fait
généralement dans la section supérieure du réservoir tandis que celle d’eau se fait
généralement dans la partie inférieure du réservoir.
Le principe de fonctionnement pour un puits injecteur gaz ou eau reste quasiment identique
dans sa philosophie et quasiment dans sa conception.
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3.1 Introduction
La mise en production d'un gisement d'hydrocarbures exige le forage d'un certain nombre de
puits, ce qui requiert 80 p. 100 des investissements. Les décisions à prendre quant à la
détermination du nombre des puits et quant à leur disposition relativement aux différentes
parties du gisement sont donc très importantes.
La mise en production des puits est l'un des moments capitaux de la recherche et de
l'exploitation des hydrocarbures. Elle consiste en un ensemble d'opérations qui ont pour but de
mettre un forage en état de produire la plus grande quantité possible d'hydrocarbures par
l'utilisation efficace de l'énergie mise en jeu. Cette dernière est fournie soit directement et
gratuitement par la nature, soit par une production industrielle plus ou moins coûteuse.
S'efforçant de créer la meilleure liaison hydraulique possible entre la roche-réservoir et le
puits, on cherche à faire passer dans ce dernier la plus grande quantité d'hydrocarbures avec
la moindre consommation d'énergie.
Certaines forces s'y opposent : les viscosités, les tensions interfaciales, les phénomènes de
l'écoulement radial circulaire, etc. On s'efforce constamment de réduire leurs effets à la plus
petite valeur possible. Les soins apportés à l'exécution des opérations de mise en production,
les interventions physiques, appelées stimulations des couches productives, enfin le choix de
l'équipement de fond des puits qui est le mieux adapté aux caractères du gisement permettent
d'atteindre ce résultat. On est amené à définir le potentiel d'un puits à l'aide d'un indice de
productivité qui est le rapport d'un débit stabilisé du puits à la différence entre les pressions
régnant respectivement dans la roche-réservoir et dans le puits.
Ainsi, la meilleure mise en production est celle qui permet d'extraire la plus grande quantité de
pétrole sous la plus petite différence de pression en diminuant les pertes de charges jusqu'à la
valeur la plus faible, compatible avec les conditions existantes.
L’architecture d’un puits a à sa disposition toute une gamme d’équipements pour ramener
l’effluent du fond vers la surface pour être traiter. Dans la recherche du compromis entre les
besoins et les contraintes du gisement et ceux de l’exploitant, le choix est guidé par quatre
principes :
Il faut toutefois noter que la solution peut être différente, mais dictée par :
Les équipes « Forage et Gisement » doivent se concerter et décider sur la meilleure façon de
produire un gisement. Ainsi ils décident de la géométrie d’un puits.
Une grande majorité de puits sont forés verticalement, mais certaines contraintes (ex :
réservoirs minces, fracturés, etc…) imposent des profils différents.
Une fois la géométrie de profil du puits décidée, des études seront faites pour définir le type
d’équipements que l’on implantera dans le puits.
Le puits est composé de l’équipement de subsurface et d’une tête de puits. Dans les pages
suivantes, nous allons voir comment ces deux parties sont composées.
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Les normes TOTAL préconisent des équipements minimum à installer sur un puits selon, qu’il
soit éruptif ou pas, et selon son mode d’activation. Nous détaillerons ci-après les différents cas
de figure avant de décrire ce matériel plus tard.
Tête du tubage : Selon le type de tête de tubage, chaque tubage est suspendu au moyen d’un
casing hanger loger dans le casing spool.
Tête du tubing : Elle sert à la suspension du ou des tubings, reçoit l’obturateur pendant la complétion
ou les interventions sur puits et permet le contrôle de l’annulaire tubing-tubage de production durant
toute la vie du puits .Le rôle de la tête de tubing est presque identique à celui de la tête de tubage ;
elle assure l’étanchéité en tête de tubage précèdent et support la colonne de tubing. Le tubing lui-
même est la conduite d'acheminement des effluents du gisement vers la surface pour les puits
producteurs ou de la surface vers le gisement pour les puits injecteurs.
Définition:
Le gas-lift est l'un des procédés le plus utilisé pour récupérer plus de pétrole dans un puits
dont la pression du réservoir est insuffisante pour le réaliser.
Le procédé consiste à injecter le gaz dans le tubing et celui-ci rend le fluide plus léger par
réduction de sa densité. Ainsi, la pression est favorable à la remontée du pétrole. Ce gaz peut
être injecté d'une manière continue ou discontinue. Ceci dépend des caractéristiques du puits
et de l'équipement utilisé.
32
Le procédé du gas-lift
Le gas-lift occupe une place très importante dans la production des puits. C'est un moyen
d'activation qui est utilisé sur beaucoup de champs et qui se répand de plus en plus par l'une
de deux méthodes :
1- Gas-lift continu:
D'une manière générale, le gaz lift continu s'adresse aux puits bons producteurs et consiste
en une injection contrôlée du gaz à haute pression dans la colonne du liquide.
Le mélange ainsi formé aura une densité inférieure à celle de l'huile, ce qui lui permet de se
déplacer du fond du puits jusqu'à la surface.
2- Gas-lift intermittent :
Il est pratiqué sur des puits à faible productivité. Il consiste à une injection de gaz sous un
bouchon de liquide pendant une période de temps relativement courte pour déplacer le
bouchon du liquide vers la surface.
Le gas-lift intermittent s'adresse aussi aux puits dont les pressions de fond sont faibles.
Le gas-lift offre de nombreuses applications et environ 20% des puits en production dans le
monde sont concernés par ce mode d'activation.
L'application principale du gaz lift dans ces puits est d'augmenter la production des champs
déplétés. Le plus souvent, il est utilisé dans des puits encore éruptifs et même des puits neufs.
Ces puits produisent des aquifères pour divers usages tels que la réinjection dans un réservoir
à huile ou à l'usage domestique. Il n'y a pas de différence entre un design de gas-lift pour
puits à huile et pour puits à eau. Les puits peu profonds utilisent souvent de l'air plutôt que du
gaz (air lift).
La conception d'une installation gas-lift n'est pas difficile et les ordinateurs disponibles de nos
jours facilitent grandement ce travail. Les puits en gaz lift sont faciles a réparer a l'exception
des puits dont les vannes ne sont pas récupérables mais le diagnostic des pannes est difficile.
Le principal problème du gas-lift est la disponibilité en gaz car de grandes quantités de gaz
comprimés sont nécessaires. Si le gaz est rare, il doit être recyclé ce qui nécessite de
puissants compresseurs.
Les investissements et les coûts opératoires peuvent être faibles lorsque le gaz de haute
pression est disponible sur le site (ce qui le cas de Moanda avec Perenco-Rep). Néanmoins,
ce gaz devra être recomprimé pour être exporté.
Une fois le cuvelage du puits réalisée, on consolidera la liaison couche trou si les
formations géologiques ainsi que le type de réservoir rencontré le nécessitent.
Cette liaison assure le passage de l’effluent entre la couche réservoir et le trou foré.
40
Ainsi, suivant le type de roche réservoir, différents systèmes peuvent être mis en place.
On notera que dans tous les cas de figure, une attention particulière sera portée par le
producteur lors désamarrages afin d’éviter les éboulements possibles.
3.4.3. Complétion
La complétion d'un puits de forage est l'ensemble des opérations de finition du puits, qui
doivent permettre sa mise en service optimale, que ce soit en production, en injection ou en
observation.
Une complétion a pour but d’assurer :
la liaison de production entre le réservoir et la surface.
la production optimale par des équipements spécifiques (activation).
la sécurité en cas d’incident dans le puits ou en surface.
41
Elle permet en outre de produire sélectivement plusieurs couches de réservoir, d’isoler des
couches produisant de l’eau ou du gaz en excès et de contrôler les venues de sable dans les
formations non consolidées.
Une fois le puits foré et cuvelé (casings posés et cimentés) et la LCT consolidée ou pas,
l’équipement nécessaire à la production est mise en place, c’est la complétion. Là aussi,
suivant les caractéristiques du puits, il en existe plusieurs sortes.
A / complétion simple
B/ La complétion sélective
C/ La complétion double
Elles sont généralement opérées depuis la surface par fluide hydraulique. En augmentant la
pression de la ligne de contrôle, on va déplacer vers le bas une chemise à l’intérieur de la SCSSV.
La chemise va ouvrir d’abord un clapet d’égalisation pour égaliser les pressions amont aval du clapet
de la SCSSV.
A la surface, les vannes de tête de puits doivent être fermées pour permettre cette égalisation de
pression.
La SCSSV est « fail closed »: cela signifie qu’en cas de problème sur l’alimentation en fluide
hydraulique, la chemise remontera sous l’action d’un ressort (comprimé lors de l’ouverture de
la chemise) et que la vanne fermera.
En conséquence, l’obturateur (un clapet ou une vanne boisseau) fermera et restera fermée
avec l’augmentation de pression sous l’obturateur.
Selon le type, la SCSSV peut être retirée du puits à l’aide d’une opération wireline ou bien,
elle peut faire partie de la colonne de production
Les équipements de surface au-dessus de la vanne maîtresse sont appelés arbre de Noël
(Christmas Tree – Xmas Tree) et les équipements en dessous de la vanne maîtresse font
partie de la tête de puits (Well Head). Le fluide passe de la tête de puits à travers la vanne
maîtresse dans la T de l’arbre de Noël. Là il est dirigé à travers une vanne latérale et une
47
vanne réglable vers un réseau de collecte. Sur la partie supérieure de l’arbre, on retrouve un
manomètre qui indique la pression dans le tubing.
48
• La colonne technique est plus longue que la colonne de surface, mais plus court que
la colonne de production et elle est utilisée dans les cas où la pression du réservoir
et la profondeur du trou de forage le demande.
Pour soutenir la colonne de production, une deuxième tête de casing est utilisée.
Chaque espace entre deux colonnes est appelée un espace annulaire. Un puits qui a un
tubing a aussi un espace entre le tubing et la colonne de production. Cette espace est un
espace annulaire.
L’espace annulaire a des sorties sur les côtés de la tête du tubing. Il y a aussi des sorties
sur les côtés des têtes de casing. Ceux-ci sont les sorties pour les espaces annulaires entre
les colonnes de casing.
Si un puits contient trois colonnes de casing, la sortie sur la tête de casing inférieure est la
sortie de l’espace annulaire entre le casing de la colonne de surface et le casing de la
colonne technique.
Les sorties dans la tête de tubing sont équipées de manomètres qui mesurent la pression
qui existe dans l’espace annulaire entre le tubing et le casing de production.
50
Malgré le fait que les têtes de casing ont des capteurs de pression, celui de la tête du
tubing est généralement appelé le capteur de pression du casing.
Le terme pression du casing fait référence à la pression de l’espace annulaire entre le
tubing et le casing de production
• Vanne maîtresse
inférieure
• Vanne maîtresse
supérieure
• Vanne de curage
Vanne latérale
• Duse
En exploitation, cette vanne est normalement ouverte. Elle sert comme « backup » pour les
vannes plus haut dans l’arbre de Noël. La vanne maîtresse inférieure peut être fermé
quand il y d’autres vannes qui doivent être entretenues ou enlevées.
Cette valve est utilisée pour fermer et ouvrir le puits. Cette vanne peut être une vanne
manuelle ou opéré à l’aide d’un mécanisme de commande hydraulique ou pneumatique.
Quand elle est équipée d’un mécanisme de commande, on peut aussi l’appeler « Surface
Safety Valve – SSV). En l’absence de pression hydraulique ou pneumatique, la vanne sera
fermée.
Cette vanne se trouve en haut de l’arbre de Noël et permet un accès vertical à l’intérieur
du puits. En exploitation, cette vanne est normalement fermée
Il peut y avoir une ou deux vannes latérales. La vanne latérale est utilisée pour ouvrir ou
fermer l’écoulement de l’effluent du puits vers la production. Elle peut être opérée
manuellement ou être équipe d’un mécanisme de commande. Ce mécanisme fonctionne de la
même manière que celui du SSV ( Surface Safety Valve).
Pour éviter l’usure de la vanne maîtresse, l’écoulement du fluide est souvent arrêté en
fermant la vanne latérale.
52
Après avoir considéré les différents types de géométrie, les différents équipements existants
sur un puits, il est nécessaire de prendre en compte les différents types d’activation lorsque
celle-ci est nécessaire.
En effet, un puits peut être activé pour produire plus mais surtout lorsque l'effluent n'a plus
suffisamment d'énergie pour accéder à la surface dans les conditions fixées par le procédé.
Les causes sont multiples mais on retiendra principalement la baisse de la pression statique
du réservoir ou l'augmentation du BSW (pourcentage d’eau dans l’effluent) de manière
importante par venue d'eau de formation ou d'eau d'injection.
Nous rappelons qu'il s'agit d'une pompe volumétrique à piston intercalée dans le tubing, dont
le piston est mû depuis la surface par un système à balancier, par l'intermédiaire d'un train de
tiges. En ce qui concerne la pompe à piston, elle est constituée d'un clapet de non retour fixe
(standing valve) et d'un piston avec passage central du fluide, ce passage étant muni d'un
clapet de non retour (travelling valve).
Dans le mouvement ascendant du piston, la travelling valve est fermée sous l'effet du poids
du fluide au-dessus du piston.
Ce fluide se trouve donc poussé vers le haut tandis que le volume compris entre les clapets
qui est en augmentation se remplit de fluide en provenance de la couche, la standing valve
autorisant la circulation dans ce sens.
Notons toutefois que ce pompage est cyclique : le cycle de pompage s’effectue en deux
courses qui sont interdépendantes dont l’une est montante et l’autre descendantes. Chaque
course correspond à une action de la pompe pour le déplacement du fluide.
• Le moteur électrique
• Le protecteur
• La pompe centrifuge.
Ce groupe est alimenté en énergie électrique par un câble électrique qui est accolé au
tubing et qui sort de la tête de puits par un système de presse étoupe.
Figure 40: Premier élément d'une pompe en tandem avec aspiration standard
56
Les aubes peuvent être fixes ou flottantes. Les aubes fixes sont immobilisées sur l'arbre
moteur. Les efforts axiaux des différentes aubes sont donc transmis à l'arbre et neutralisés
par une butée tournante située dans le protecteur. Ce mode de construction n'est valable que
si la hauteur de refoulement demandée à la pompe n'est pas trop élevée. La règle est donc de
ne pas utiliser ce système pour des profondeurs supérieures à 6 000 pieds. Les aubes
flottantes ne sont pas immobilisées en translation sur l'arbre. Les efforts axiaux sont
neutralisés par des coussinets situés entre le diffuseur et la roue.
Ces efforts axiaux sont minimums pour le débit de la pompe correspondant au rendement
maximum. Ils croissent au fur et à mesure que l'on s'éloigne de ce débit (dans un sens ou
dans l'autre), d'où l'intérêt de ne pas trop s'écarter du rendement optimum pour la longévité
du matériel.
Figure 41: Schéma générale d'installation d'une pompe centrifuge électrique immergée
Ces pompes, qui sont utilisées dans l'industrie chimique pour véhiculer des fluides très
visqueux se composent :
57
On voit que du fait de la rotation du rotor dans le stator, des volumes de liquide se trouvent
piégés dans des alvéoles et sont propulsés de l'aspiration vers le refoulement.
Le groupe de pompage a la même configuration que dans le cas d'une pompe centrifuge..
En surface, on trouve une sortie étanche pour la tige polie et un système d'entraînement en
rotation de cette dernière (poulies et moteur électrique).
Nous voyons qu'il se forme entre les deux engrenages des alvéoles qui, lorsque le rotor
tourne, s'ouvrent à l'extrémité gauche, grandissent, sont isolées et viennent déboucher à
l'autre extrémité en diminuant progressivement pour enfin s'annuler.
3. Le Gas-Lift
Le principe est d’alléger de poids de colonne par Gas Lift. Ce qui permet de modifier le gradient
de pression de l'effluent en allégeant le poids de colonne par injection de gaz à débit contrôlé et
continu le plus au fond du puits. On réduit ainsi la pression hydrostatique.
Le gaz est injecté en continu ou par intermittence à des emplacements choisis, pour faciliter la
montée des fluides produits vers la surface. Ceci est accompli par la baisse de la charge
hydrostatique dans le tube due à l'injection du gaz. La baisse de la pression de fond du puits est
également accomplie.
N.B. Un puits est éruptif si sa pression de fond (Pf) en production est inférieure à la
pression de gisement (Pg). Il aura un débit d' autant plus important que la différence (Pg
- Pf) est grande.
Pf = Pc + Ps
Le puits étant éruptif, on fera décroître Pf en diminuant Ps par ouverture des vannes en
tête de puits (la variation de Pc variant peu pour une production + stabilisée).
Quand Ps aura atteint sa valeur minimale (ex : point de bulle du fluide géothermal, ou
perte de charge de l'installation en surface ... ), on doit faire appel à des méthodes de
production artificielles pour diminuer Pc et donc Pf jusqu'à la valeur nécessaire pour
amener le débit à la quantité voulue. Pour ce faire ce sont les pertes de charges
gravitaires que l'on va diminuer
L'activation par pompage revient virtuellement à diminuer la hauteur du fluide h tandis
que le gas-lift réduit la masse volumique équivalente de effluent.
Dans un circuit fermé, le gaz qui a servi au gas lift des puits, ainsi que le gaz naturel des puits
sont récupérés en quasi-totalité à la sortie des séparateurs de production, recomprimés et
réinjectés à nouveau dans le puits. Il y a quelques pertes en gaz dues à la régulation de la
59
pression du réseau aspiration compresseurs. Ces pertes peuvent être importantes et perturber
le fonctionnement des compresseurs en cas de production instable des puits (heading,…).
• le réservoir
• les puits
• les équipements de fond (vannes gas lift,..)
• les collectes
• les lignes d’alimentation en gaz d’injection
• les séparateurs
• les installations de traitement (éventuelles)
• la compression
• les équipements de surface (transmetteurs, comptages, duses,…)
D’une manière générale, une production maximale, une utilisation efficace du gaz, un coût
minimum de l’ensemble investissements initiaux / frais d’exploitation cumulés, résulteront
d’un dimensionnement correct du système.
Sauf pour les cas où des contraintes existent, lors du dimensionnement d’une installation de
compression de gaz lift, la pression de refoulement pourra être sélectionnée pour obtenir :
• une limitation plus ou moins avancée du matériel gas lift à mettre en place dans les
puits (mandrins gas lift)
Il est constitué des divers capteurs et instruments de contrôle ainsi que de la vanne de
réglage gas lift.
Cette vanne peut être une simple duse fixe ou une duse réglable.
Des mandrins gas-lift vont être installés dans la complétion d’un puits candidat au gas lift.
Leur côte aura été déterminée par le service Méthodes / puits en fonction des données
réservoir transmises par le service Gisement.
Des vannes gas lift vont être installées dans ces mandrins. Leur rôle est de décharger
progressivement le puits à l’aide de la pression d’injection de gaz disponible pour atteindre
la profondeur d’injection requise, soit le point d’injection finale.
La vanne située au point d’injection final, généralement un orifice dont le diamètre aura été
choisi pour injecter un débit de gaz optimisé et permettra de produire à un débit désiré.
vannes gas-lift :
Les vannes « casing operated » sont dites vannes de décharge car elles permettent
d’atteindre l’orifice final d’injection. Chaque vanne est installée au wire line dans le logement
d’un mandrin.
L’étanchéité de la vanne avec le logement se fait par des garnitures supérieures et inférieures,
la communication de la vanne avec le casing se faisant entre les garnitures.
Les internes de la vanne sont constitués d’un soufflet sous pression solidaire d’un clapet qui
vient faire étanchéité sur un siège orifice lors de la baisse de pression casing.
Le diamètre du siège orifice peut être choisi en fonction du débit de gas lift requis. Un clapet
situé en aval du siège orifice empêche tout retour du tubing vers le casing.
Le soufflet communique, suivant les fabricants, avec une chambre supérieure (parfois par un
orifice pour éviter les ouvertures / fermetures violentes du soufflet qui est dans ce cas rempli
de silicone).
Les seuils de fermeture sont décalés d’une vanne de décharge à l’autre pour permettre le
transfert de l’injection de gaz vers la vanne inférieure.
62
Cette présélection sera à confirmer en fonction des problèmes rencontrés sur le puits et
des différents facteurs suivants :
Méthode d’ACTIVATION
Bon
GOR élevé Excellent (si rotary gas Médiocre Passable
separator)
Bon
Souplesse pour les débits Bon (si variateur de Moyen Bon
fréquence)
Moyen
Présence de gaz libre Excellent (si rotary gas Mauvais Mauvais
separator)
Possible Oui (le
Possible
Effluent visqueux (si viscosité plus Oui
(peu utilise)
élevée) utilisé)
A) Le gas-lift (GL)
Avantages :
• flexibilité
• investissement faible pour l’équipement du puits
• adaptation sur puits déviés
• possibilité de présence de sable
• matériel réduit sur le puits en surface
• interventions légères sur les puits
• possibilité de traitement
• utilisation possible du gaz produit sur place
65
Inconvénients
Avantages :
• Débits importants
• Simplicité de conception
• Peu encombrant
• Bon rendement (35 à 60%)
• Pas de nuisances
• Facile à opérer
• Possibilité d’installer des capteurs pour mesurer la pression de fond
• Peut être installée dans un puits dévié à condition d’être dans une partie rectiligne
• Coût faible pour de gros débits
Inconvénients :
Avantages :
Inconvénients :
Avantages :
• simplicité de conception
• déplétion du puits possible
• souplesse de réglage en surface
• pompage de fluides visqueux
• coûts faibles (achat et maintenance)
• automatisation facile
• bon rendement (45 à 60%)
• pas de problème de température
Inconvénients :
Il est capital de représenter un puits sur les principaux documents mis à la disposition de
l’exploitant. Il s’agit ici des différents plans descriptifs d’un puits.
Toutes les fonctions sont essentielles pour la production si l’on considère qu’elles sont
nécessaires pour réaliser les spécifications requises du produit en sortie.
En revanche la quantité de puits sur une même plateforme tempère le degré de criticité de
l’ensemble (sauf pour certains puits « dédiés » à une fonction spécifique – ex : puits à gaz
alimentant une turbine -).
Il s’agit de définir l'intérêt et l'utilité des mesures récoltées sur les puits.
Ces mesures peuvent être de deux sortes et le choix de l'une ou de l'autre dépendra de
l'utilisation voulue du paramètre pris en compte.
Les simples mesures qui sont en fait des indications et permettent la détection d'une
anomalie.
Les enregistrements qui déterminent une tendance ou une évolution afin de permettre une
analyse. Dans ce cas, on notera les enregistrements occasionnels utilisés lors de la
recherche de solution suite à une anomalie.
A) La tête de puits
En cas de complétion double, chaque string aura ses propres paramètres et l'on cherchera à
définir l'interaction de l'un par rapport à l'autre en fonction de différents débits de
production.
72
B) Le séparateur de test
Il est utilisé comme son nom l'indique lors de tests. Que ce soit pour un suivi de la
production de chaque puits ou pour une analyse suite à une anomalie, les mesures
effectuées sur le séparateur de test sont importantes. Le but lors d'une telle intervention
est de déterminer le bilan matière, c'est à dire de quantifier chaque phase de l'effluent
(gaz, huile et eau) pour chaque puits.
On notera que les mesures effectuées sur le séparateur de test ne sont utilisables que si le
puits est stable durant le test.
C) Évacuation
Quel que soit le type de production, l'évacuation est le terme utilisé pour définir la contre
pression du réseau situé en aval de la tête de puits. Seule la pression (PT Réseau) sera
dans ce cas enregistrée.
5.2.2. Procédures
Il faut différencier les mesures de tous les jours à des mesures occasionnelles.
Dans le premier cas, on se contente de mesures de contrôle permettant de vérifier que le
puits se comporte normalement (pas d'anomalie), tandis que dans le second cas, les
mesures permettent un diagnostic.
Les objectifs sont donc bien différents, mais on se souviendra que dans les deux cas les
mesures sont importantes, même si parfois cela semble la même chose que la veille.
Enfin, on notera que pour les mesures de fond (qui permettent de quantifier les pertes de
charge dans la formation), il est impératif qu'elles soient effectuées en simultané avec un
passage sur le séparateur de test. Sinon, elles ne servent à rien alors que leur coût est
important.
Le relevé de toutes ces mesures ne trouve pas son utilité dans le fait de stocker des
73
données. Bien au contraire, et c'est en regardant les différentes utilisations que l'on prend
conscience de l'importance de celles-ci.
Il conviendra donc d'être rigoureux dans ces relevés de mesures.
On trouve des enregistreurs locaux soit de type cellule Barton (enregistreur à plume utilisé
pour la pression, la température et les débits) soit de type autonome avec batterie (agréé
pour utilisation en zone classée).
Ils permettent d'enregistrer généralement des valeurs pour des durées t 24 heures. Il est
impératif d'enregistrer les mesures en tête de puits pendant les tests, particulièrement pour
les puits activés. Une simple lecture ne suffit pas. Seules les courbes (trends) permettent
d'apprécier les problèmes de stabilité, de démarrage, de mauvais fonctionnement en
général.
6.1. Introduction
Des systèmes de sécurité sont mise en place pour fermer le puits en cas de situations
d’urgences.
Une situation d’urgence pourrait être un feu ou des variations de pression anormales
causée par une rupture des conduites, le mauvais fonctionnement d’un équipement de
surface, une tête de puits endommagé ou une autre situation à risques.
Les vannes de sécurité d’une tête de puits sont normalement des vannes à passage
direct, avec un actionneur pneumatique ou hydraulique.
Toutes les vannes de sécurité faisant partie du système de sécurité d’un puits sont des
vannes « fail closed ». « Fail closed” veut dire que, dès qu’il y a un problème avec
l’alimentation de la vanne, elle va se fermer.
L’alimentation de la vanne peut être électrique, pneumatique ou hydraulique.
Pilotes
Les capteurs qui surveillent les changements de pression sont appelés « pilotes ».
• Un “pilote” de pression basse détecte des pressions excessivement basses.
• Un “pilote” de haute pression détecte des pressions excessivement élevées.
• Un 'pilote haut-bas' détecte des pressions en dehors d’une fourchette prédéfinie.
Sur les plates-formes « offshore », il peut y avoir plusieurs puits. Ces puits sont proches l’un
de l’autre et il y a très peu d’espace entre les équipements du puits et les équipements de
traitements.
On peut aller nulle part sur la plate-forme pour s’échapper à une situation dangereuse ;
C’est ainsi que le risque de se trouver en danger est donc plus grande sur une plate-
forme offshore que dans le désert. Toutes les mesures de sécurité doivent être
scrupuleusement respectées de A à Z.
Il faut savoir qu’il existe sur chaque site des procédures «marche / arrêt » selon le type de
76
Il y a certaines tâches qui doivent être complétées avant l’ouverture d’un puits. Ceux-
ci comprennent :
Ensuite, il faut contrôler que les pilotes de commande des vannes de sécurité sont dans
une bonne condition de fonctionnement. Il faut contrôler que :
Remarque : il peut arriver qu’une duse ait été complètement fermé ou une plaque
d’orifice ait été remplacée par une plaque pleine lors de la fermeture du puits
• SCSSV fermée
• Lower Master Valve fermée
• Upper Master Valve (SSV) fermée
• Swab Valve fermée
• Wing Valve fermée
• Choke Fermée (si duse ajustable)
• Toutes les vannes d’isolement PG fermées
• ESD Diagram / Sécurités réarmées
• Vannes process aval ouvertes
77
• SCSSV fermée
Procédure d’ouverture du
puits :
Les procédures de fermeture d’un puits sont le contraire de ceux pour l’ouverture.
• Fermer Choke
Rappel :
Quand on ouvre un puits, l’ordre dans lequel on ouvre les vannes est très important. Les
vannes maîtresses doivent être ouvertes avant les vannes latérales.
Il est important d’ouvrir les vannes maîtresses lentement pour éviter d’éventuels dégâts
aux vannes et capteurs en aval. L’ouverture rapide des vannes maîtresses met une
pression soudaine sur la vanne suivante.
Il faut d’abord ouvrir la vanne un petit peu pour égaliser la pression. Vous entendrez un
sifflement du fluide. Le moment où ce sifflement disparaît, la pression est égalisée et vous
pouvez continuer à ouvrir la vanne maîtresse.
Puis contrôler les connexions entre la vanne maîtresse supérieure et la vanne suivante qui
est fermée. Ces connexions doivent être étanches, sans aucune fuite. Les fuites d’huile
sont visibles, mais les fuites de gaz ne se voient pas toujours, mais généralement on peut
entendre le sifflement du gaz qui échappe.
La duse doit être ouverte lentement et progressivement pour éviter des chocs de pression.
Ceci est très important sur des puits haute pression, des puits avec un grand GOR (Gas to
Oil Ratio) et des puits producteur de gaz
Si l’arbre de Noël est en forme de croix ou lieu de T, il faut d’abord commencer par
ouvrir une vanne latérale, puis l’autre et continuer à les ouvrir en alternance. Ceci réduit
la charge et l’usure des Choke valves
Après l’ouverture des lignes, il faut positionner les vannes de sécurité dans leurs positions
« automatique ».
81
Le puits peut-être mis à disposition (dans une configuration bien particulière) pour pouvoir
effectuer des opérations de maintenance ou de contrôle :
Ces vannes se ferment automatiquement sur défaut, il existe donc une possibilité de
cisaillement du câble WL ou du flexible COIL/SNUB pendant l’opération. Il est prévu pour ce
cas, une mise à disposition particulière du puits pour que ces SSV et SCSSV ne se ferment
que sur commande manuelle. Pour ce faire, on installera un boîtier de commande de vanne
déporté qui permettra au technicien WL de fermer les vannes si la situation le nécessite.
La connexion de ce boîtier de commande sur les SCSSV / SSV est décrite dans une
procédure OPERGUID » site. Elle diffère selon le type d’installation rencontré mais garde la
même philosophie de fonctionnement.
Suite aux relevés des paramètres puits, l’opérateur a sous sa responsabilité de s’assurer :
du bon fonctionnement :
o de tous les manomètres et leur vanne d’isolement (lisibilité, étanchéité)
o de tous les thermomètres (lisibilité)
o des vannes manuelles de la wellhead & christmas tree (graissage, facilité de
manœuvre, étanchéité)
du contrôle de :
o niveau réservoir armoire hydraulique de commande SCSSV / SSV
L’opérateur devra donc faire une demande à sa hiérarchie pour une intervention de
maintenance sur le problème détecté.
Les tests de fonctionnement et les tests d’étanchéité des vannes de sécurité SCSSV +
wellhead + christmas tree + annulaires sont soumis à une règlementation groupe (CR EP
FPP 135) afin de garantir un niveau d’opérabilité fiable.
Le graissage de ces mêmes vannes souscrit lui à un planning géré par l’exploitant et le
service maintenance. Une procédure OPERGUID site décrit précisément cette
intervention.
83
SI POURQUOI ? ALORS !
EA
Packer fuyard
WELLHEAD
VANNES
Mauvais graissage
Difficile à manœuvrer.
Ne s’ouvre pas. Reporting à la hiérarchie.
Ne se ferme pas
Vanne H.S.
Manuelles
DUSE
Mauvais graissage.
Manuelle Difficile à manœuvrer Reporting à la hiérarchie.
Duse H.S.
INSTRUMENTATION
Remplacer PG en s’assurant
PG H.S.
de l’échelle de mesure.
PG Pas de lecture
Remplacer TG en s’assurant
Pas de lecture
TG TG H.S. de l’échelle de mesure et de
la longueur de la sonde.
85
Les vannes de sécurité d’une tête de puits sont normalement des vannes à passage direct, avec
un actionneur pneumatique ou hydraulique. On aura donc besoin d’une pression hydraulique ou
pneumatique pour ouvrir la vanne.
Une coupure ou perte de la pression hydraulique ou pneumatique vont fermer les vannes de
sécurité à l’aide d’un ressort qui se trouve dans l’actionneur.
Toutes les vannes de sécurité faisant partie du système de sécurité d’un puits sont des vannes
« fail closed ». « Fail closed » veut dire que, dès qu’il y a un problème avec l’alimentation de la
vanne, elle va se fermer. L’alimentation de la vanne peut être électrique, pneumatique ou
hydraulique.
Le “wellhead control panel” fourni cette alimentation en énergie. Ce WHCP est constitué
d’un :
• Unité de puissance hydraulique (Hydraulic Power Unit « HPU ») qui alimente les
vannes des têtes de puits
• Cabine de contrôle (Cabinet Front Panel « CFP ») qui contient tous les équipements
de contrôle et de suivi
Il existe une gamme de matériels qui interviennent dans le fonctionnement des équipements
utilisés (voir photos), notamment des compresseurs, des moteurs, bruleurs
Lors du forage des puits, reprise des puits, leur lavage et l'extraction du pétrole, le produit
extractible peut contenir le pétrole et l'eau. Les éléments extractibles peuvent être purs ou
émulsionnés et se trouver dans le produit en état différent, ce qui, à son tour, empêche le
raffinage du pétrole ultérieur. La solution de ce problème est dans la séparation continue du
fluide diphasé. La séparation sera réalisée avec une centrifugeuse spécifique.
86
Séparateurs à gaz
Le séparateur à gaz représente un appareil destiné à nettoyer la production des puits à gaz et
puits de condensat de l'humidité condensée et du condensat hydrocarnoné, des particules
solides et d'autres matières étrangères.
Les matières étrangères empêchent le transport du gaz et sont la source de la corrosion des
conduites de tuyaux, des bouchements des puits, des flowlines et matérilel de terrain à la suite
de la formation des hydrates ou de la glace. L'utilisation des séparateurs à gaz permet d'éviter
ces problèmes et, par conséquent, d'augmenter l'efficacité économique du système de
l'extraction du gaz.
87