analyse de completion de champs hassi messaoud

7/26/2019 Analyse de completion de champs hassi messaoud

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REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE

MINISTERE DE LENSEIGNEMENT SUPERIEURE ET DE LA RECHERCHE

SCIENTIFIQUE

UNIVERSITE KASDI MERBAH

OUARGLA

FACULTE DES SCIENCES ET DE LA TECHNOLOGIE ET SCIENCES DE LA MATIERE

DEPARTEMENT DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

Mmoire De Fin dEtude

En vue de l'obtention du diplme de master

Filire: Hydrocarbures

Option:Production et Techniques des Puits

Prsent par:

- Djendli Sali M- Asseum Belkhir- Benaicha Nadjib

THEME

Membres de jury:

Mr. BRAHMIA ALLAWA Encadreur

Mr. ATLILI Med

Elhadi Co-Encadreur

Mr HADJADJ Med

Prsident

Mme

BELADDAS Kenza Examinateur

Anne Universitaire: 2011 /2012

ANALYSE DES COMPLETION

AU CHAMP H SSI MESSAOUD


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RRRREMERCIEMRNTSEMERCIEMRNTSEMERCIEMRNTSEMERCIEMRNTS

TTTTout d'abord nous exprimons notre profonde gratitude notre dieule tout puissant qui nous a clairs dans le chemin du savoir.

Nous remercions aussi nos parents qui ont toujours t l pournous, et qui nous ont donn un magnifique modle de labeur et de

persvrance.

NNNNous tmoignons notre profonde reconnaissance notreenseignant et encadreur Mr BRAHMIA ALLAWA pour son aide, sa

disponibilit, son srieux ainsi que ses encouragements.

NNNNous remercions chaleureusement les ingnieurs du groupementSH-DP, ENSP, WESP et tous les enseignants du dpartement des

hydrocarbures et en particulier Mr. ATLILIet sans oublier l'ensemble de

nos enseignants pour leurs efforts mais aussi pourleurs aides.

SSSSans oublier de remercier toutes les personnes qui nous ont aids,pour raliser ce travail de prs ou de loin, ainsi que tous nos amis.


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Rsum :

Toutes les institutions ptrolires aspire a atteindre une productivit optimale, daprslapplication les derniers techniques dans le domaine, a cet gard, nous avons consacr notrerecherche pour parler a la phase de compltion et nous sommes concentrs sur la phasedanalyse des compltions dans le champ des HASSI MESSAOUD et, par consquent nousprenons plusieurs chantillons de puits qui ont merg de nombreux problmes, ycompris (lbouchement de puits, le blocage, le colmatage de rservoir, dpt de sel, percsde gaz, venue deau, mauvaise alimentation de puits, la longueur de drain horizontal)

Pour viter de tomber dans de tels obstacles, nous avons propos des solutions, y compris :

B Dterminer le type de compltion en fonction de la qualit du puits

B Remplacer les puits dopen hole par des puits LPP

B Ladoption de puits horizontaux pour augmenter la production


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SOMMAIREIntroduction gnrale......................................................................................................... 1

CHAPITRE I : gnralit sur la compltion

Les types des compltions ....................................................................................................... 4

Compltions en trou ouvert............................................................................................. 4

Compltions en trou cuvel ............................................................................................. 5

Compltions simple .......................................................................................................... 6

Compltions multiples ..................................................................................................... 7

Configuration gnrale de lquipement dun puit ruptif ................................................ 7

La tte de production ........................................................................................................ 9

Suspension (et ancrage) du tubing .................................................................................. 9

Larbre de nol (Xmas tree)........................................................................................... 10

CHAPITRE II : Droulement des oprations de la compltion

Introduction ............................................................................................................................ 14

Droulement de la compltion du puits ONIZ 303 .............................................................. 14

Oprations prliminaires .............................................................................................. 14

Droulement des oprations dquipement du puits................................................... 22

Analyse de la dure de compltion ....................................................................................... 30

Les oprations optimiser ............................................................................................ 30

Les oprations liminer .............................................................................................. 32

Statistiques de la chronologie de la compltion avec liner pr perfor ........................... 35

Le programme de logging de fin de puits est il vraiment justifi ..................................... 37

Outil LWD VADN ......................................................................................................... 39

CHAPITRE III : Analyse de la compltion dans le champ de HASSI

MESSAOUD

Introduction ........................................................................................................................... 43

Analyse de la compltion de lONIZ 303 ............................................................................. 45

La contrainte mettre sur le packer............................................................................ 45

Problmes de logistique ................................................................................................. 46

Analyse des problmes dexploitation des puits short radius Hassi Messaoud ..... 46

Conclusion .............................................................................................................................. 58


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Conclusion gnrale.......................................................................................................... 59

La Bibliographie ............................................................................................................... 60


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Introduction gnrale

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INTRODUCTIONINTRODUCTIONINTRODUCTIONINTRODUCTION GENERALEGENERALEGENERALEGENERALE

Alheure actuelle le ptrole est la principale source dnergie dans la plupart des pays du

monde. Cette matire occupe une place trs importante dans lconomie moderne, ellerapporte des rentres en devise pour tous les pays qui la possde.

Lexploitation de cette richesse naturelle ncessite des techniques trs dveloppes et

rationnelles, un matriel sophistiqu et rentable, sans oublier de compter sur un personnel

hautement qualifi. Cest pour cela que la production des hydrocarbures reprsente une

branche dconomie trs importante.

Alors lexploitation des puits dhuile nous oblige faire des tudes pour optimiser leurs

conditions de production (dbit, pression, perte de charge) lors de diffrents tapesdexploitation : forage, compltion, priode druption, stimulation (fracturation hydraulique,

acidification). Comme la compltion dun puits est une phase trs importante qui permet de

convertir un puits de forage en puits de production , son choix dpend de plusieurs facteurs

selon les situation rencontres et de ce fait, il est illusoire de dfinir une compltion

standardise mais on doit souvent choisir la plus conomique possible .

Dans le cadre du dveloppement o il y a des nouveaux types de forage et la conversion en

puits producteur dhuile, un sujet sur la compltion de puits dhydrocarbure nous a t

propos.


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Chapitre I Gnralit sur la compltion

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La compltion est donc le maillon entre le forage proprement dit du puit et lexploitation

de celui-ci.

De ce fait, la compltion englobe lensemble des oprations destines la mise en servicedu puits et, en particulier, la ralisation de la liaison couche-trou, le traitement de la couche,

lquipement du puits, sa mise en production et son valuation (par couche, il faut entendre

une zone constitue de roches rservoirs contenant des hydrocarbures rcuprables).

Dune faon gnrale on considre habituellement que certaines oprations de mesure et

dentretien dans le puits ainsi que les oprations de reconditionner ou de reprise (workover)

qui pourraient se rvler ncessaires sont aussi du domaine de la compltion.

La compltion est fortement dpendante et souvent mme imbrique avec les phases qui

la prcdent et celles qui la suivent. Aussi peut-on dire quelle commence ds limplantation

du puits et quelle ne finit quavec labandon de ce puits.

Cest ainsi que, quelle que soit lentit charge de raliser la compltion et le

reconditionner des puits, celle-ci est concerne au premier chef par la faon dont louvrage a

t ralis et par les problmes dexploitation que pose ou posera le gisement (appel aussi

rservoir). Le completeur aura donc travailler trs troitement avec le foreur (les deuxpouvant dailleurs tre runis au sein dune mme entit) et ce en liaison avec les gens de

gisement et les exploitants.[1]


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I. LLLLes types des compltions :

I.1. Compltions en trou ouvert(fig. I.1)

Le rservoir est for aprs pose et cimentation dun cuvelage au toit de la couche. Il est

laiss ainsi et produit directement en trou ouvert.

Cette solution simple ne permet pas de rsoudre, sils existent, les problmes de tenue des

parois et de slectivit du fluide ou du niveau produire.

Une variante consiste venir placer au droit de la couche un liner (colonne perdue) prperfor

qui permet dassurer la tenue gnrale des parois du trou (mais pas le contrle des sables.

Les compltions en trou ouvert sont utilises dans le cas dune seule zone soit trs consolide,

soit bnficiant dun contrle des sables par gravillonnage en trou ouvert sous rserve quil ne

se pose pas, au moins a priori, de problme dinterface.

De ce fait, elles sont rarement retenue pour les puits huile (existence frquente, au

moins terme, dune interface eau-huile ou huile-gaz, encore plus grave du fait de la trs

grande mobilit du gaz par rapport lhuile).

Fig. I.1 Compltion en trou ouvert (Source : ENSPM Formation Industrie)[1]


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Par contre ce mode de liaison peut tre adapt un puits gaz. En effet, dans ce cas, le

contraste important de mobilit entre le gaz et les liquides est favorable et assure une

slectivit naturelle permettant de produire surtout le gaz (ne pas oublier cependant leffet trs

pnalisant sur lruptivit de laccumulation de liquide dans le puits).

I.2. Compltions en trou cuvel(fig. I.2)

Aprs le forage de la couche, un cuvelage (ou un liner dans certains cas) est mis en place

et ciment au droit de la couche ; puis des perforations sont ralises au droit de la zone que

lon souhaite produire pour rtablir la communication entre le rservoir et le puits. Ces

perforations devront traverser le cuvelage et la gaine de ciment avant de pntrer dans la

formation. La phase de forage prcdente a t arrte plus au moins haut avant le rservoir etcuvelage technique avait alors t mis en place et ciment.

Du fait que lon est capable de placer les perforations de manire trs prciser par rapport aux

diffrents niveaux et aux interfaces entre fluides, cette mthode aide assurer une meilleure

slectivit des niveaux ou des fluides produits, conditions toutefois que la cimentation

formation-cuvelage soit bien tanche.

Comme prcdemment les solutions particulires lies au contrle des sables ne seront pas

abordes ici. Notons cependant que, dans ce cadre l, on peut tre amen raliser une

Fig. I.2 Compltion en trou cuvel (Source : ENSPM Formation Industrie)[1]


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fentre . Cette opration consiste venir fraiser le cuvelage sur une certaine hauteur, puis

forer la gaine de ciment et la partie adjacente de la formation laide dun largisseur.

Les compltions en trou cuvel sont surtout utilises quand il y a des problmes

dinterface ou/et quand il y a plusieurs niveaux.

De ce fait, elles sont donc beaucoup plus frquentes. Cest mme la liaison couche-trou

gnralement utilise.

I.3. Compltions simple(fig. I.3)

Ici le terme simple est utilis au sens dunique par opposition multiple (double,

triple,). Dans ce cas le puits est quip dune seule colonne de production. Cela ne permet,en gnral que dexploiter un seul niveau.

Deux cas principaux de figure peuvent se prsenter selon que la colonne de production est

quipe ou non en son extrmit infrieure dun packer, lment qui assure ltanchit entre

le cuvelage et al colonne de production et qui permet donc disoler et de protger le cuvelage.

En fonction des impratifs que nous avons vus prcdemment, dautres lments sont

gnralement intgrs la colonne de productions mais ils ne seront pas abords ici.

Fig. I.3 Compltion conventionnelle simple


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I.4.Compltions multiples(fig. I.4)

Il sagit de lexploitation dans un mme puits de plusieurs niveaux, sparment et

simultanment, donc par des conduits diffrents.

Les compltions doubles sont les plus courantes. Mais on peut avoir trois, quatre niveaux,

voire plus, exploits sparment. Toutefois cela complique beaucoup des quipements

mettre en place et surtout les oprations ventuelles de reprise du puits.

Fig. I.4. Compltion conventionnelle multiple


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II. CCCConfiguration gnrale de lquipement dun puit ruptif

De haut en bas, les puits ruptifs comportent en gnral les quipements de production

suivants :

une tte de production comprenant larbre de nol et la tte de colonne de

production.

Larbre de nol est un ensemble de vannes, Duse (choke), raccords qui permet le contrle de

leffluent, la mise en scurit de linstallation, raccords qui permet le contrle de leffluent, la

mise en scurit de linstallation, laccs au puits pour des outillages et instruments de

mesure.

La tte de colonne de production, ou tte de suspension du tubing, reoit le dispositif de

suspension de la ou des colonnes de production (tubing).

la colonne de production (tubing), conduite dacheminement des effluents du puits

jusquen surface.

Le choix judicieux de lacier et de la section de passage des tubes concourt la scurit delouvrage et assurer le transit, aussi efficace que possible, des effluents.

une tanchit dannulaire, ou packer de production, dont le rle est avant tout

disoler le cuvelage (casing) de la pression dans le puits et du contact physique avec

des effluents parfois trs corrosifs.

Le choix du type de packer a des implications importantes vis--vis des procdures de mise en

place, mais aussi des techniques et procdures dinterventions ultrieures sur le puits.

les accessoires de fond, tels que vanne chemise coulissante, siges (pices du tubing

profils intrieurs spciaux).

Ces lments, incorpors au tubing, autorisent une circulation tubing-annulaire, servent lors

de la mise en place de lquipement, facilitent lutilisation doutils de mesure et dentretien.

Une bonne rgle est de limiter le nombre daccessoires celui strictement ncessaire aux

oprations de mise en place de lquipement, dentretien ou de reprise de puits.


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une vanne de scurit supplmentaire, dite de subsurface pour les puits risque

(puits en mer, sous marin, gaz).

Elle est destine pallier une ventuelle dfaillance des vannes de scurit de larbre de nol

ou de la tte de puits elle-mme.

Cette scurit additionnelle, intgre la colonne de production, est situe environ 30 50

mtres sous la surface du sol ou du fond de la mer. Elle est asservie depuis la surface, via une

ligne hydraulique, par une armoire de contrle.

II.1.

La tte de production

Il est ncessaire de suspendre et de bloquer le tubing en surface et, par-dessus, de mettre enplace un empilage de vannes et autres accessoires qui rpondent aux impratifs de scurit et

dcoulement des fluides.

Le choix du type de tte de puits et les fonctions quelle doit assurer sont lis aux impratifs et

besoins de :

scurit contre lruption non contrle du puits ;

contrle du dbit du puits (dusage) ;

contrle priodique de ltat du puits et/ou mise en scurit du puits par desoutillages descendus au cble ;

rsistance la pression et la temprature en production, puits ferm, ou lorsdopration exceptionnelles sur le puits (fracturation hydraulique par exemple).

II.2. Suspension (et ancrage) du tubing

La tte de suspension du tubing (tubing-head spool) est pose sur la bride suprieurede la dernire tte de cuvelage ou est parfois alse directement dans la partie suprieure de

cette tte de cuvelage (cas des ttes compactes). Elle reoit lolive de suspension du tubing

(tubing hanger). Lalsage du profil intrieur de la tte de suspension permet, lors de la mise

en place de lolive dans son sige, dassurer aussi ltanchit entre lannulaire casing-tubing

et le dessus de lolive.[2]

Les deux sorties latrales qui communiquent avec lannulaire sont fermes par des vannes.

Une de ces sorties est quipe dun manomtre permettant dobserver lannulaire et dy


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surveiller toute anomalie de monte ou descente en pression. Lautre sortie permet de se

brancher sur des conduites extrieures.

Lolive de suspension est gnralement usine pour recevoir un clapet anti-retour (BPV /

back-pressure valve) lors des interventions sur la tte de puits.

Le plus souvent, les olives actuelles ont une extension suprieure offrant des tanchits

additionnelles. De plus, dans le cas o le puits est quip dune vanne de scurit de

subsurface, un passage est mnag pour assurer une continuit hydraulique de la ligne de

contrle.

II.3. Larbre de nol (Xmas tree)(fig. I.5)

Il comprend en gnral (de bas en haut) :

(une ou) deux vannes matresses (master valve) ;

une croix de circulation ;

une vanne de curage (swab valve) ;

un chapeau de tte (tree cap).

Lensemble est complt par une ou deux vannes latrales de production (wing valve) est un

porte-duse.

Cette disposition permet :

o lintroduction doutils dans laxe du puits moyennant la mise en placedun sas viss sur le raccord du chapeau de tte.

o louverture ou la fermeture du puits via la vanne latrale.

o le contrle et le rglage du dbit via la duse.

o la mise en scurit du puits via les vannes matresses.

Le nombre de vannes et leur disposition nest pas unique et doit tre adapt aux impratifs de

scurit et de production de chaque champ. Ainsi, les pressions leves ncessitent deux,

voire exceptionnellement trois vannes matresses, de forts dbits incitent quiper les deux

sorties latrales de production ; enfin certains cas exigent lutilisation en continu de lune ou

des deux sorties sur lannulaire.


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La vanne latrale de production, souvent manuelle, peut tre motorise afin de pouvoir

tre manuvre distance.

En dehors des dclenchements scurit, le puits est ferm par manuvre de la vanne latrale

puis ensuite de la vanne matresse suprieure.

Inversement, le puits est remis en production par ouverture de la vanne matresse suprieure

puis de la vanne latrale de production ; ceci dans le but dconomiser la vanne matresse

suprieure dont le remplacement est beaucoup plus dlicat et coteux que celui de la vanne

latrale.

Lors du choix des quipements, on considre en particulier les diamtres intrieurs de

passage, la pression de service, la mtallurgie et la configuration de la tte druption :

Le diamtre intrieur vertical doit tre au moins gal celui du tubing, le diamtre desvannes latrales de sortie tant en rapport avec ceux du tubing et de la collecte.

La srie ou pression maximum de service est choisie en fonction de la plus grandepression que lon pourra avoir durant la vie du puits, en gnral pression en tte puitsferm ou lors doprations spciales.

On trouve sur le march des vannes srie 5 000 (5 000 psi 35 000 kPa), 10 000 (10

000 psi 70 000 kPa) et maintenant 15 000 (15 000 psi 100 000 kPa) normalisespar lAmerican Petroleum Institute(API) :

La mtallurgie et la nature des tanchits dpendant de la nature de leffluent et de satemprature, de la rsistance au feu et de la pression de travail.

Le choix de la configuration dpend, lui, des conditions de scurit, delencombrement et des besoins en exploitation.


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FMC

011DP9908

FMC

Chapeau de tte "tree cap"

Vanne de curage

Vanne latrale

de production

Vanne

matressesuprieure

Vanne matresse

infrieure

Croix de circulation

Porte duse

Olive de suspension du tubing

Vanne latrale d'accs

l'espace annulaire

tubing-casing

Fig. I.5. Composants de la tte de puit darbre de nol [2]


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Chapitre II Droulement des oprations de la compltion

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I. IIIIntroduction

Une fois le forage de la couche productrice termin, viendra alors la phase finale quiconsiste complter le puits pour sa mise en production toute fois, la compltion du puits

passe essentiellement par une opration trs importante qui est le DST, ou on procde la

mise en production du puits pour pouvoir valuer sont potentiel, ainsi que son degr

dendommagement.

Pour notre cadre dtude du droulement de la compltion on a le puits OMIZ 303

comme sujet.

II. DDDDroulement de la compltion du puits ONIZ 303

II.1.

Oprations prliminaires

Une fois quon atteint le TD (total deapth), on procde au :

II.1.1.

Nettoyage du puits et circulation : dure 2 heures

Avec BHA directionnel au fond, on pompe un bouchon low vis (de viscosit

moyenne), puis un autre bouchon de viscosit plus lev (High vis) bien sure lordre de ces

deux bouchons nest pas alatoire, cest que si on invers lordre, le deuxime bouchon naura

aucun effet, du fait que le HI VIS tout nettoyer C'est--dire le low vis cest un nettoyage

prliminaire et le High vis cest un nettoyage dfinitif. Aprs avoir envoy ces deux

bouchons, on continue faire une circulation dans lobjectif de nettoyer le puit Dure 2

heures.

II.1.2.Remonte de la BHA Directionnel la surface : dure 15.25 heures

La remonte de la BHA Directionnel se fait en Deux phases :

1er

Phase :

Remonte de la BHA jusquaux Sabot du liner 7, cela se fait dans un seul but cest pourfaire une observation du puits( flow check) car le Sabot 7 se trouve au toit du rservoir,


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et observer le puits ce niveau, cest pour pouvoir descendre au fond pour contrler le

puits et circuler en botton-up, ou cas ou le niveau statique du puits est instable C'est--dire

qu on est confront un ventuel bouchon de gaz, ou une venue.

La dure dobservation du puits au Sabot est de 0.25 heure, le niveau est stable

La dure de remonte du fond jusquau sabot 7 4.75 heures.

Deuxime phase :

On fait larguer une balle lintrieur de la garniture du forage pour ouvrir la circulating

sub pour pouvoir entamer la remonte de la BHA directionnel du Sabot 7 jusquen

surface, louverture de la circulating Sub permet que la boue de forage avec laquelle on a

circul pour nettoyer le puits ne soit pas perdue en surface lors de la remonte, et cela parle biais des orifices latraux que possde la circulating sub, et que grce cette balle

quon a largu depuis la surface et que par sa vitesse de descente fait cisailler des

goupilles (pin), leur cisaillement permet louverture de les orifices.

Dure douverture de la circulating sub 0.5 heure

Une fois la circulating Sub ouverte alors on commence la remonte du Sabot 7

jusquen surface de la BHA Directionnel.

Dure de la remonte de la BHA Directionnel du Sabot 7 jusquen surface est de 8.25

heures

Dgerbage de la BHA Directionnel.Dure 1.5 heures

II.1.3.Les oprations logging de fin de puits : dure 80.5 heures

1erRun :

Safety meeting de lquipe de forage et loprateur logging (BAKER ATLAS). Dure 0.25

heure

Remonte des outils de logging sur la planch.Dure 3 heures

Les outils logging sont descendus dans le puits avec les tiges de forage en assurant un

remplissage par la boue de forage chaque 10 longueurs jusqu atteindre le sabot 7, toutes


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les longueurs descendues dans le puits seront calibres laide dun drift pour vrifier le

diamtre intrieur des tiges.

viter dexercer une pression sur la formation.

Cette vitesse de descente permet un logging efficace.

Remarque :

Les logging se font en descente jusquau fond, ainsi que lors de la remonte en surface de ce

fait on garde la mme vitesse lors de la remonte.

2me

Run

Une fois en surface, une 2medescente est prvue, mais cest un logging pour vrifier ltat de

la cimentation du liner 7 et du casing 95/8, ainsi que pour faire une corrlation avec les

logging prcdents pour les poses du packer lors du DST, car le packer ne doit pas tre ancr

dans une position ou on a un tool joint pour une raison dtanchit. En plus lors de ce run il

y a des outils logging qui fonctionnent avec un bombardement de la formation avec des

neutrons donc ils sont radio actifs de ce fait, on permet pas un coincement de ces outils au

fond du puits, et le premier run cest pour assurer en quelque sorte un libre passage de ces

outils.

II.1.4.Le scrapage : dure 20 heures

Descende avec une BHA de scrapage compose de :

outil tricne 6

bit sub (porte outil)

scraper 7

tiges de forage

Pour le scrapage, dabord il faut limiter la zone ou on va scrap, cette dernire doit contenir la

cote de lencrage du packer, elle est dfinie par loprateur du DST ,on commence alors

descendre la BHA du scrapage jusqu atteindre la cote suprieur de la zone scraper, la on

commence le scrapage en faisant deux passe pour chaque longueur descendue ,une fois quon

atteint la limite infrieur de la zone scraper on arrte le scrapage .On fait alors une

circulation pour nettoyer le trou et conditionner la boue.


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On observe le puits, puits stable alors on commence la remont jusquen surface de la BHA

de scrapage.

II.1.5.Test BOP : dure 2.5 heures

Le test BOP est obligatoire avant chaque opration de DST, car comme on sait le DST est un

test du potentiel de puits donc pour des raisons de la scurit. Les BOP doivent tre tests afin

de parer toutes surprises lorsque le puits dbite (risque de venue).

II.1.6.Le DST : dure 137.25 heures

Dure 3.5 heures

On fait gerber 15 joints de Drill Collar (DC) 43/4 pour les mettre au dessus de la BHA DST

dans le but davoir du poids sur le packer.

Dure de la descente 18 heures.

Installation de la flow head (tte de circulation) qui sera connecte avec la dernire tige de

forage descendue dans le puits, une fois quon a atteint la cote de pose packer.

Dure 2.75 heurs

a) La pose packer :

Loprateur du DST procde alors la pose du packer en faisant tourner la garniture de forage

laide de la table de rotation 06 tours droite pour permettre un systme de J.Slot de

senclench et ainsi permettre le glissement du mandrin du packer vers le bas,ce glissement

permet de faire sortir les chiens dancrage qui vont sagripper dans le liner 7, la rotation du

packer est bien sure suivie dune certaine pose du poids par le chef de poste gale 9T, cestcette pose du poids qui fait glisser le mandrin du packer par rapport son corps.

Dure 0.25 heures

b) Test du flair line 800 psi, ok.

Cest une ligne dcoulement de lhuile, relie un manifold de surface et qui une longueur

minimale de 80 m pour des raisons scuritaire, car lorsque le puits dbite lhuile coule a

travers cette ligne, puis elle sera brle. Do cette distance rglemente.


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Dure 0.25 heures

Attente leve du jour.

Dure 22.75 heures

Test des quipements de surface ngative, dfaillance au niveau de lquipement (ligne de

pompage).

Dure 0.25 heurs

Rparation de la ligne de pompage

Dure 0.25 heurs.

Un deuxime test des quipements de surface ok.

Dure 1 heure

Une fois que tous les quipements de surface sont tests ou procde alors au droulement du

DST.

c) Premire ouverture de la vanne teste (PCT) pour faire dbiter le puits.

Fig. II.1 LA VANNE DE TEST PCT


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La PCT valve souvre en faisant augmenter la pression lintrieur de lespace annulaire

1700 psi, alors une dpression est cre lintrieur du train de test, et par consquent, on

observe un souffle moyen au niveau du manifold de surface, cela est un signe rvlateur que

le puits est entrain de dbit.

Dure 0.5 heure

Premier remonte de pression.

La premire fermeture de la PCT correspond la premire monte de pression.

Dure 1 heures

d)

Deuxime ouverture de la PCT

Lors de la deuxime ouverture, si on observe que le puits dbite tous seul et avec un bon dbit

alors il ny a pas lieu de lassister par linjection de lazote laide du CTU.

Pour notre cas on a eu besoin de lassistance du CTU pour faire dmarrer le puits.

Dbut de pompage 100 m de profondeur.

La cote de la fin de linjection de lazote est 2000 m de profondeur.

Volume de lazote inject V= 4.7 m3 cadence de 20 lpm

Dure 8 heures

La deuxime fermeture pour enregistrer la deuxime remontre de pression.

Dure 13 heures

Troisime ouverture de la PCT avec la mise hors service de quipements du CTU aprs quon

a constat que le puits dbite tout seul et sans assistance par injection dazote, une fois le dbit

stabilis et le pourcentage des solides contenus dans lhuile est infrieur 0.03% alors on

bypasse le circuit sur sparateur pour mesurer le dbit ainsi que le GOR (Gas Oil Ratio).

Donnes recueillies pendant le DST

WHP = 1200 psi, T = 60 C , Q = 8.4 m3/h , doil = 0.794 sg


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Dure 10.5 heures

Troisime fermeture de puits pour lenregistrement de la troisime remonte de pression.

Cette derrire fermeture est obligatoire pour le droulement du DST, sa dure est de 36 heurs.

Dure 36 heures

Aprs la fameuse fermeture pour 36 heurs on arrive la phase finale du DST, on procde

alors a louverture de la vanne de circulation inverse en faisant augmenter la pression

lintrieur de lespace annulaire 2800 PSI pour faire rompre des disques qui permettent la

circulation inverse, on observe une chute de pression brusque de lespace annulaire, cest un

indice que ces disques ont t rompus et que la vanne de circulation inverse est ouverte. Alorson peut commencer la circulation inverse en pompant travers lespace annuaire la boue de

forage pour vacuer le brut contenu lintrieur de la garniture de forage jusqu' en surface.

Dbit de circulation Q = 600 lpm avec une pression de refoulement Pr = 500 PSI.

Une fois quon observe un retour de boue en surface on arrte la circulation.

Fig. II.2 VANNE CIRCULALION INVERSE


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Dure 2.5 heures

Dsinstaller tous lquipement de surface ncessaire au droulement du DST.

Dure 0.25 heurs

e) Dsancrage du packer

Pour pouvoir dsancrer le packer, en fait tourner avec table de rotation la garniture du forage

six tours gauche puis avec un tirage de 25 tonnes loprateur DST a russi le dsancr.

Dure 4 heures

On fait alors un remplissage du puits avec 18 m3 de boue.

Dgerbage de 10 longueurs de HWDP 3 1/2 pour arranger le planch.

On fait une observation de niveau du puits (puits stable) .

Dure 0.50 heure

Remonte de la BHA DST avec une observation du puits du top liner 7.

Dure de la remonte 09 heures

Dgerbage de la BHA DST.

Dure 03 heures.

II.1.7.Contrle du trou et conditionnement de la boue : dure 40.5 heures

Mise en place de la BHA de contrle trou

Dure 0.25 heures

Descente de la BHA jusquau sabot du liner 7 avec un remplissage par la boue chaque 03

longueurs descendues.

Dure 9.75 heures

Descente de la BHA jusquau TD (total deaph)


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Dure 6.5 heures

Une fois au fond on commence la circulation avec un dbit Q= 800 lpm ,Pr = 500 Psi Max

total gaz= 70%,on a observ des bulles de gaz en surface avec un taux de gaz = 54 %.

On fait un reaming lors de la descente des 03 dernires longueurs pour viter le dpt des

sdiments.

On arrte la circulation et on fait une observation du puits, puits stable et pas de trace de

prsence de bouchon de gaz la boue est homogne (mesures de la densit invariables).

Dure totale de la circulation 06 heurs avec 02 observations puits.

Dure 6 heures

Remonte de la BHA contrle trou avec observation de puits en dgerbant 27 joints en excs

des DP 31/2

Dure de la remonte 18 heurs

Tous ce quon a abord jusqu maintenant ce nest que des oprations prliminaires qui

prcdent le dbut de lquipement du puits.

Aprs traitement des rsultats DST la DP dcid de complter le puits avec un liner pr

perfor

II.2.

Droulement des oprations dquipement du puits

Nous entamerons ici lanalyse du droulement des oprations pour lquipement du puits

aprs avoir citer les diffrentes phases qui le prcdent.


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II.2.1.Descente du liner pr perfore : dure 27.5 heures

Mise en place de lquipement ncessaire la descente du liner pr perfore (WESP power

tong)

Dure 1 heure

Descente du liner pr perfore dans le puits avec un couple de serrage de 4920lbs.ft pour

chaque joint descendu. La longueur du drain corresponds au nombre total des joints pr

perfores descendus avec un certain nombre de joints lisses (blank) pour entrer dans le liner

7 .

Une fois quon a pose le liner au fond on commence alors la remonte de la garniture de

forage.

Dure 8.5 heures

II.2.2.Contrle du liner pr perfore : dure 35.5 heures

Descente de la garniture de contrle du liner pr perfore elle est compose de :

- fraise (mill) 33/4

-

porte outil (bit sub)- DP 23/8

Fig. II.3 ORIENTATION DES PERFORATIONS DUN LINER PRE PERFORE [14]


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- X-Over

- DP 31/2

Le contrle est obligatoire car lors de la descente du liner pr perfore dans lopen hole, il peut

y avoir un risque de collapse ou de bouchage du liner.

Dure 21 heures

Remonte de la garniture de contrle du liner pr perfore avec dgerbage des DP 2 3/8.

Dure 14.5 heures [14] [10]

II.2.3.Scrapage : dure 23 heures

Scrapage de la cote 2940 jusqu la cote 3090m, arrive cette cote on fait une circulationavec un dbit Q= 1000lpm, Pr = 1100 psi.

Dure de 1.5 heures

On observe alors un flow check ( le puits est stable)

Dure 0.25 heure

On commence la remonte en dgerbant les DP 3 1/2.

Dure du scrapage 8.25 heures

Dure de la circulation 1.75 heures

Dure de la remonte en dgerbant 13 heures [10]

II.2.4.Pose packer permanent (lectrique) rf 83-FA-47 BACKER : dure 6.5

heures

Mise en place de lquipement de HESP sur le planch.

Dure 0.75 heures

Descente avec cble lectrique dans le casing 9 5/8 et le liner 7 du 5 5/8 junk catcher +

CCL afin de le nettoyer des rsidus mtalliques issus du scrapage car le junk catcher est une

sorte daimant qui fait que tous ces rsidus mtalliques se trouvent colles sa surface. Le


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CCL cest pour situer les tools joints du liner 7 essentiellement pour ne poser le packer en

ces endroits prcis.

Dure 0.75 heure

Remonte du junk catcher + CCL.

Dure 0.75 heure

Descente du junk catcher +CCL du planch et remonte du packer lectrique +CCL sur le

planch.

Dure 0.5 heure

Descente au cble lectrique du packer + loutil de pose +CCL jusqu atteindre la cote

dancrage.

- Echec de la premire tentative

- Succs de la deuxime tentative

Dure 2.5 heures

Remonte du cble lectrique et descente de lquipement de surface du planch.

Dure 1.25 heures [10] [2]

II.2.5.Test packer avec anchor seal usag : dure 31 heures

Descente de la garniture de test avec anchor seal usag.

Dure 9.25 heures

Mise en place de lanchor seal lintrieur du packer.

On note le poids de la garniture qui est de 70 tonnes, lanchor seal est juste au dessus du

packer alors on exerce un poids initial de 5 tonnes sur le packer pour confirmer quon est bien

au dessus du packer et que notre garniture est bien centre, lanchor seal est alors engage dans

le packer on tire une fois encore avec 5 tonnes pour le dsengager, ensuite on pose une

deuxime fois avec un poids de 20 tonnes.


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Lanchor seal engag dans le packer avec cette contrainte de compression de 20 tonnes alors

on ajuste sur le planch la cote correspondante a cette compression.

- on test le packer en pression en faisant monter en pression lespace annulaire jusqu

2700 psi, test ok.

Dure 0.75 heures

Remonte de la garniture de test en degerbant les DP 31/2, DP 51/2, DC 43/4 et les

HWDP 3/2

Dure 21 heures

II.2.6.

Installation de la tubing head 135/8* 11 5000 psi et test BOP : dure 15.5

heures

Pour pouvoir installer la tubing head on doit passer par des tapes qui prcdent linstallation,

ces tapes sont :

La mise en scurit du puits par la pose dun RBP (Retievable Bridge Plug) laide dun outil

de pose appel la cloche une cote de 20 m lintrieur du casing 95/8 .le RBP assure une

deuxime scurit pour le puits aprs celle de la colonne hydrostatique. Car sil y a une

augmentation de pression lintrieur du puits le RBP va senclencher automatiquement et du

coup il assure ltanchit avec le casing 95/8 pour scuriser le puits.

Dure 1.25 heures

Dmontage des BOP ainsi que la goulotte.

Dure 2.25 heures

Dcoupage du casing 95/8 une cote de 16.5 cm par rapport a la surface suprieure de la

casing spool, cette cote est essentielle car la tubing head possde un paulement de 17cm en

partant de sa base .une cote suprieure 17 cm fait que lassemblage de la tubing head au

dessus de la casing spool serais impossible, donc cette cote de 16.5 cm permet un assemblage

sure et une tanchit parfaite de la tubing head avec la casing spool.

Dure 1 heure


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Installation de la tubing head et test dtanchit de cette dernire 5000 psi par la pompe

SPRAG.

Dure 2.75 heures

Montage de ladaptateur 135/8* 11 5000 psi et les BOP.

Dure 3.75 heures

Test BOP.

Dure 2.75 heures

une fois le test BOP fini, on rcupre le tester cup et on dgerbe les DP 5ncessaire sa mise en place.

Dure 0.75 heure

rcupration du RBP en degerbant le reste des DP 31/2 descendues avec loutil de

pose pour sa rcupration

Dure 1 heure [2] [16] [15]

II.2.7.Descente de la colonne de production : dure 40.50 heures

Cest lassemblage de tubing 41/2 .13.5 #. P110. N VAM

Mise en place de lquipement WEATHERFORD sur le planch composs d :

Un JAM

Un Aqua tester Une cl automatique

II.2.8.Mise du puits sous fluide de compltion : dure 4.25 heures

Dure 1.25 heure

circulation inverse travers la kill line , le retour sera effectuer travers la colonne de

production car une fois quon a ajuste cette dernire , on dsengage lanchor seal du packer

pour pouvoir effectuer la circulation inverse.


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Pour remplacer la boue par la saumure, on pompe en premier un spacer (un certain volume

deau) pour le nettoyage afin que la saumure ne soit pas trop contamine par la boue

ensuite on pompe :

de la saumure de densit 1.05 sg qui va remplir lintrieur de la colonne de

production.

de la saumure de densit 1.20 sg qui va remplir lespace annulaire 95/8*41/2 et

7*41/2

Dbit de circulation Q= 900 lpm , Pr = 600 psi

Dure 3 heures [2]

II.2.9.Pose tubing et olive de suspension sur tubing head : dure 1 heure

Une fois quon a terminer la mise en place de la saumure on engage lanchor seal dans le

packer en posant 20 tonnes de poids sur ce dernier et si lajustage est bon lolive de

suspension sigera automatiquement sur la tubing head ce qui tait notre cas, alors on

procdera au serrage des pointeaux au niveau de la tubing head pour bien bloquer lolive de

suspension sur son sige.

Dure 0.75 heure

Tester le packer et lolive de suspension en pression pour vrifier leurs tanchits, pression

de test 2500 psi ok

Dure 0.25 heure [15]

II.2.10.

Dmontage des BOP et montage de larbre de nol : dure 9.5heures

pour pouvoir dmonter les BOP il faut scuriser le puits en premier lieu, pour cela

on doit visser le BPV (Back Pressure Valve) sur son sige qui se situe lintrieur

de lolive de suspension pour fermer le puits.

Dure 0.75 heure

dmontage du BOP et de la goulotte.


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Dure 4.75 heures

montage et test de ladaptateur 7 1/16*41/16 5000 psi quipe dune vanne

matresse ainsi que larbre de nol.

Dure 4 heures [2] [10] [17]

Fin de lquipement du puits

FIG V.4 SCHEMA DUNE TETE DE PUITS APRES LA FIN DE LA COMPLETION


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III. nalyse de la dure de compltion

Le programme de compltion diffrent dun puits un autre en dure et en chronologie selon

le personnel de compltion en charge de lopration, certaines oprations paraissent non

ncessaire et dautres demandent tre optimises

Pour notre analyse de la dure de compltion, on dispose comme rfrence la proposition de

la chronologie de compltion type faite par le personnels de lingeneering de la DOF

(Direction des Oprations Forage) voir le tableau ci-dessous et dautre part lanalyse de la

compltion du puits ONIZ 303 complt en liner pr perfore.

On saperoit que le droulement des oprations de la compltion du puits ONIZ 303 est assez

proche de la proposition de la compltion avec liner pr perfore du point de vue chronologie

des oprations ainsi que leurs dures ce qui est positive comme tude de cas, toute fois il

existe quelques diffrences pour certaines oprations qui sont dues au temps de la remonte

en dgerbant ainsi que pour des raisons dordre organisationnel et de coordination des

oprations.

Mais comme on a dit il reste toujours des possibilits pour optimiser cette dure decompltion soit par :

limination de quelques oprations

optimisation de la dure de ces oprations

III.1.

Les oprations optimiser :

Lors de la circulation qui prcde la descente du liner pr perfore , on gerbe les DP 23/8

ncessaire au contrle du liner pr perfore aprs que ce dernier soit descendu dans lopen

hole et cela se fera en temps masque bien sure.

III.1.1. Le scrapage

Le scrapage se fait lors du DST ainsi que lors de la pose du packer lectrique, il se trouve que

la zone concerne par le scrapage se trouve juste au dessus du top liner et elle est de 150 m

environ .alors pourquoi effectuer deux fois lopration, pourquoi ne pas coordonner entre


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loprateur DST et le responsable du programme de la compltion et en sortir avec la mme

zone de scrapage pour viter la rptition de cette opration.

Une petite analyse dans ce sens t faite sur le puits OMOZ 422 a donn les rsultats

suivants :

intervalle de scrapage lors du DST 2920 3060m I= 140 m . cote de pose

packer 3032m

intervalle de scrapage pour pose packer lectrique 2975 3037 I= 62m .cote

pose packer 3025m

top liner pr perfore est la cote 3031 m

On saperoit bien que lintervalle scraper pour la pose du packer lectrique est inclus dans

lintervalle a scraper lors du DST, donc on dduit quon peut recourir un seul scrapage

seulement en plus lintervalle scraper est exagr lors du DST en comparaison avec celui de

la pose packer malgr que cette dernire savre plus importante.

III.1.2. Le DST

Etant donn quon ne peut pas liminer le DST par rapport son importance, toute fois il y a

des rserves concernant son droulement ainsi que des propositions pour son optimisation

quon peut les citer dessous :

ralisation de toutes les oprations sans attente leve du jour, a se fait ailleurs et

a se fait mme Hassi Messaoud avec certains appareils de workover.

les dures douvertures et fermetures dcides en fonction justement de cette

contrainte attente leve du jour se verront rduites.

Lors du forage, si une venue survient la nuit on est oblige de la contrler sans

attente leve du jour.

Le forage UBD prsente bien plus de risque par rapport au DST mais on continue

mme de forer la nuit.

Souvent avant le DST on dgerbe la top drive bien quon sait limportance de cettedernire par rapport au gain de temps pour ce qui reste des oprations qui suivent


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le DST pour raison dencombrement avec le coiled tubing souvent ncessaire au

dmarrage du puits. De ce fait, on doit faire une tude de la compatibilit de la top

drive avec le CTU et pourquoi pas exiger soit au contracter davoir un certain

model de top drive ou linverse exiger aux socits de service CTU davoir un

quipement compatible avec les top drive existantes.

III.2.

Les oprations liminer

III.2.1. Test du packer de production

Tester le packer de production avec anchor seal usag en utilisant la garniture de forage

prsente un risque qui se rduit une dfaillance due une fissure au niveau dune tige de

forage, on observe alors une chute de pression de lannulaire qui peut ne pas tre significative

par rapport la pression intrieur tiges mais significative par rapport au packer et on serait

amen prendre une mauvaise dcision concernant ltanchit du packer. Lidal donc cest

de tester le packer avec la colonne de production qui est teste avant dtre livre au chantier

et qui subis des testes plus rigoureux lors de son assemblage sur le planch.

Les statistiques montrent que les testes ngatifs sont quasiment inexistant ;

Au niveau du champ HBBSpour ne citer que ces derniers, les tests packer ne sontpas programmes.

Tester le packer de production avec anchor seal usag en utilisant la garniture de forage

prsente un risque qui se rduit une dfaillance due une fissure au niveau dune tige de

forage, on observe alors une chute de pression de lannulaire qui peut ne pas tre significative

par rapport la pression intrieur tiges mais significative par rapport au packer et on serait

amen prendre une mauvaise dcision concernant ltanchit du packer. Lidal donc cest

de tester le packer avec la colonne de production qui est teste avant dtre livre au chantieret qui subis des testes plus rigoureux lors de son assemblage sur le planch.

Les statistiques montrent que les testes ngatifs sont quasiment inexistant ;

Au niveau du champ HBBSpour ne citer que ces derniers, les tests packer ne sontpas programmes.


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III.2.2. Montage du tubing head

A linstar des puits fores en UBD, la tubing head est a installer lors de linterphase

121/4*83/8, cette alternative nous permet dliminer toute une opration de dmontage et

remontage du BOP ainsi que son test.

Le tubing head est a fournir avec une garniture dusure (wear bushing) capable de la protger

lors de la suite du forage de la phase 83/8 et la phase 6 ainsi que loutil de pose du wear

bushing, toute fois il faut bien centrer la substructure de lappareil de forage par rapport au

tube guide pour minimiser lusure du wear bushing lors de linstallation de lappareil sur la

nouvelle Plateforme.

III.2.3.

Divers

La pose du RBP lors du dmontage du BOP pour installer la tubing head nous renvoie

vers des rserves relatives cette opration , formul par FOR , il sagit de la cote de

pose de ces RBP et qui est de20 m au lieu de 500 m comme dcrit dans la procdure

de pose des RBP .en terme de scurit les RBP poss des faibles profondeurs noffre

aucune scurit, en terme de contrle du puits en cas de migration dun bouchon de

gaz en cours du dmontage et le montage on ne peut pas contrler notre puits car on ne

peut mme pas faire descendre dans le puits un kill sting .

Pour la pose du packer permanant encrage lectrique le mcanisme de pose repose

sur lexplosion dune charge dexplosif lintrieur du packer, ce genre de packer

prsente un danger potentiel et son transport ncessite une escorte donc il faut prvoir

dassurer cette escorte pour ne pas occasionner du retard par rapport au droulement

des oprations.

Lors du DST on a t confront au problme de lattente du superviseur DST, qui a

dure 24 heures;

Lattente leve du jour est de 17 heures.

Dans le cas du puits OMOZ 422for au dbut en underbalance ,et aprs manifestation

de plusieurs problme lors du forage (pertes au niveau du sabot 7 estime 70m3) on

a dcid de convertir le forage en over balance, par la suite on a procd a la

cimentation du micro annulus (95/8 * 7), pour protger la colonne de production


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des eaux chluoro calciques assez vrulentes au dessus du top LD2 , toute fois cette

opration a t faite aprs le DST, et on perdu beaucoup de temps dans les manuvres

de reforage du ciment car lors du DST on a dgerb la top drive a cause du CTU ,

deux rflexions sur le droulement sont mettre :

o Pourquoi ne pas avoir programmer la cimentation du micro annulus avant le

DSTen sachant que la top drive aller tre dgerbe ;

o Lors du reforage ciment ainsi que les quipements de fond (cement retainer) on a

descendu dans le puits par la suite une fraise (junk mill)

Pour pouvoir reforer le cement retainer le problme cest quon a continu a for le ciment

avec cet outil et on a mme fait le contrle trou avec. Le temps du reforage ciment et le

contrle trou est de 69.5 heures, lidal tait de remonte jusquen surface aprs reforage du

cement retainer et faire descendre un outil tricne adapt au reforage du ciment et au contrle

trou.


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IV. SSSStatistiques de la chronologie de la compltion avec liner pr

perfor

Fig. II.5 Rpartition des dures des oprations de la compltion du puits ONIZ303


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Fig. II.6 Rpartition des dures des oprations de la compltion du puits OMOZ422


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V. LLLLe programme de logging de fin de puits est il vraiment

justifi

Etant donn que le champ de Hassi Messaoud est un champ de dveloppement et quenviron1200 puits ont t dj fores, donc on dispose dune base de donnes assez importante en

terme de :

donnes gologiques

donnes gophysique

donnes petro physiques

Fig. II.7Dure de la compltion en liner pr perfore des puits horizontaux


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Issues de la sismique 2D et 3D ,du carottage ainsi que les milliers de logging ralises jusqu

prsent ,de ce fait on a pu dvelopper un model gologique du rservoir complet et ce model

est prcis et devrais mettre la lumire sur :

Les anomalies structurales et ventuellement les fractures qui existent.

Une distribution complte des caractristiques petro physiques (porosit,permabilit, saturation,.)

La distribution des diffrents fluides, en effet les saturations des diffrents fluides

permettent dvaluer les problmes de perces de gaz et de percs deau dans le

drain et optimiser ainsi son positionnement.

Donc on peut se baser sur ces modles gologiques pour cibler les drains de bonnepermabilit matricielle afin de raliser des forages horizontaux et des shorts radius pour

permettre une rcupration maximale dhuile et assurer une bonne longvit en production du

puits.

On abordera le degr de fiabilit de ces models gologiques avec plus de dtails dans le

chapitre suivants pour pouvoir faire une synthse sur la ncessite de continuer faire ces

logging de fin de puits quoi que la question peut tre dj aborde car :

faire des logging de fin de puits cest ncessaire pour un champ dexploration afin

davoir le maximum de donnes sur ce champ.

La ncessite de faire des logging de fin de puits dans un champ de dveloppement

rside dans le fait quon va utiliser les donnes requises pour raliser une

compltion slective en fonction des :

permabilit de la roche rservoir saturation de lhuile, de gaz et de leau

possibilit de prsence de fractures en relation avec un aquifre actif ouavec des puits injecteur de gaz ou injecteur deau

stabilit des parois du puits.


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Afin disoler les horizons producteurs des zones ou on a forte saturation en eau ou en gaz, ou

bien choisir le zones de bonne permabilit ainsi que la consolidation des parois du puits

lorsque ce dernier est friable. La compltion slective dont on parle est soit :

Un liner (tubing) ciment et perfore (TCP)

Une utilisation des packer disolation (ECP) dans lopen hole

Or comme on a pu constate pour la compltion des puits horizontaux et les short radius

lutilisation des liner pr perfore est pratiquement systmatis car les deux techniques cites

au dessus sont difficilement ralisable en horizontale jusqu' prsent elles ne sont pas

totalement matrises. De ce fait on peut dire que la raison deffectuer des logging de fin de

puits nest pas justifie dautant plus quil y aune autre alternative cela , cest les logging de

production tel que les PLT (Production Logging Tool) ainsi que les logging au cours de

forage laide du LWD , au lieu du MWD car il permet davoir plus de type de mesures autre

que la gammary qui est propre au MWD , le type doutil quon utilise le plus souvent est le

VADN (Vision Analyser Density Neutron Tool) .

Les PLT sont possible raliser quand le puits est en production et il serais plus judicieux de

faire ces logging de production car ils donnent plus dinformation sur ltat du puits aprs sa

mise en exploitation pour une certaine dure de temps vu que tout les paramtres in situ vontconsidrablement changs par rapport aux donnes recueillies pour un puits qui na pas

encore dbit et qui est relativement stable.

V.1.

Outil LWD VADN

Fig. II.8 OUTIL LWD VADN

Dtecteur Neutron

Source rcuprable

Ultra sonique caliperDensity sourceDensity detector


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V.1.1. Les applications du VISION ADN

a) Applications petro physiques

Du point de vue estimation des caractristiques petro physique il permet :

Mesure de densit et de neutron (porosit et permabilit).

Estimation du temps dinvasion par le filtrat.

Avantage

Donnes requises avant invasion donc sest une bonne valuation.

b)

Applications gologiques

Du point de vue gologique il permet :

Avoir des images relles des couches traverses

Analyse de facis et des dfauts gologiques (les failles).

Avoir des images relles du trou.

Avoir une modlisation structurale.

Suivi des variations des couches traverses par analyse des densits.

Avantage

Augmenter la productivit du puits par lanalyse instantane des caractristiques petro

physiques de la coche traverse.

c) Applications forage

Du point de vue forage il permet :

Stabilit des parois du trou.

Avoir un diamtre et une forme prcise du trou et ainsi estimer le volume de lacimentation.

Avantage

Il nous vite de faire un contrle au cble lectrique (wire line) du trou.


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Les donnes instantanes sur la forme du trou et son diamtre nous permettent de prvenir le

coincement ainsi que le side track

Fig. II.9 geosteering with vision ADN

Fig. II.10. TROU FORE AVEC

UNE BHA DIRECTIONNELLE

SANS VADN

Fig. II.11. TROU FORE AVEC

UNE BHA DIRECTIONNELLE

AVEC VADN


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Chapitre III Analyse de la compltion dans le champ de Hassi MESSAOUD

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I. Introduction

Pour mieux comprendre lvolution de la production dhuile dans le champ de Hassi

Messaoud et bien cerner le dclin de production ,qui peu tre du des causes naturelles , tel

que le dclin naturel du potentiel de gisement aprs des annes de production intenses, maispeut tre aussi du des causes lies au mauvais programme technique de la compltion en

priorit car la diminution de la production est une consquence directe de la dcision du

management du champ pour illustrer un peut cette analyse en voici une petite tude faite sur

un chantillon de 559 puits tous type confondu( verticaux,horizontaux et shorts radius) qui

sont tous producteurs.

Durant lanne 2011, le cumul de production des 559 puits depuis leurs mise en service est de

664.067.938.3m3en se rfrant a la courbe de la figure (Fig. III.1) on peut conclure que :

les puits verticaux ont une trs grande importance dans le cumul de production vu que

65 puits verticaux ont assur eux seuls 50% du cumul de la production.

La part des horizontaux et des short radius dans le cumul de production est trs faible

car leur dure de production est faible comparativement aux puits verticaux.

30 puits de ces horizontaux ont assures a eux seul 30% du cumul de la productiondont 11 dans le champ nord et 19 dans le champ sud.


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Cet exemple nous amne faire une certaine synthse sur la ncessite du forage horizontal

avec tous les enjeux techniques et conomiques qui dcoulent , car un forage vertical dans ce

cas de figure prsente plus des avantages par rapport au forage horizontal en termes de :

technique de forage qui est plus simple et moins coteuse.

gain de temps car un forage horizontal prsente au minimum 58 jours de forage

en moyenne sans inclure le cas ou on est confronter des problmes lors de la

traverse de du rservoir.

Tous ces aspects cest des considrations par rapport au forage seulement car on estime que le

temps de la compltion commence une fois quon a aborde le forage de la couche productrice

donc un bon programme de forage est vraiment ncessaire.

Une fois le forage de la couche productrice termine un programme de compltion du puits

est mis en uvre aprs les diffrentes oprations de logging et de DST car cest en fonction

de cela et essentiellement des DST quon dcide de la faon avec laquelle on va complte le

% des puits

%d

elaproductioncumule

Cumul production des 559 puitsau mois de dcembre 2011 et de664.067.938 3 m3

50%du cumul de la production au 12/2011des 559 puits producteurs est assure par11% des uits soit 65 uits verticaux

50% du nombre des puits soit 280puitsont donnmoins de 8% du cumul de la production au 12/2011.127 uits(dont 69HZ) nont donn ue 1%

30 puits ont assur eux seuls30 % du cumul de la

roduction

Fig. III.1. Rpartition de la production au mois de dcembre 2011


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puit, pour pouvoir faire une analyse objective de cette compltion on doit tudier la

compltion existante pour les puits horizontaux on prendra pour tude de cas le puits :

Le puits ONIZ 303 for en overbalance avec une densit de boue gale 0.86 proche

de la densit de lhuile qui est gale 0.83

Remarque

Pour en savoir plus sur le droulement de la compltion, se rfrer au chapitre prcdent. [17]

II. AAAAnalyse de la compltion de lONIZ 303

La partie analyse quon va aborder pour ce chapitre est celle consacre uniquement

laspect production et essentiellement au type de compltion avec laquelle il a t complt

(diamtre du tubing utilis, packer .).

Remarque

On a cherch loptimiser le diamtre de tubing par lutilisation du logiciel perform, en

utilisant les donnes du DST mais par manque de certaines donnes on na pas pu lexploit.

II.1.

La contrainte mettre sur le packer :

La contrainte exerce sur le packer est de lordre de 20T en compression, les raisons dune telle

contrainte sont dues essentiellement des oprations de stimulations du rservoir au cas ou on

a une baisse significative de la production et de ce fait on aura besoin de stimuler le rservoir

soit :

avec une acidification en cas de colmatage de la couche productrice.

avec une fracturation acide ou hydraulique dans le cas o on est confronter a unproblme de permabilits plus ou moins faible.

Pour la fracturation hydraulique on a besoin de remonte de pression assez grandes de lordre

de, de se fait le packer doit tenir et par consquent garder son tanchit avec le casing 7.

Pour que la stimulation soit ponctue un succs, or un constat est fait quand a la russite de

cette opration de fracturation pour un puits horizontal, ce constat est tel que la fracturation

des puits horizontaux se voue a lchec car souvent on ne peut pas la contrler dune part et

elle est difficile a raliser dautre part .


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Donc pourquoi exercer une telle contrainte sur le packer si on sait davance quon va pas

aboutir a stimuler le rservoir avec la fracturation.

II.2.

Problmes de logistique :

Souvent et aprs analyse des rsultats du DST, la compltion prvoie un diamtre de la

colonne de production en 31/2 par exemple mais la non disponibilit du tubing fait quon va

le complter avec un tubing de 41/2 et par consquent cela va avoir un impacte important sur

la dure dexploitation du puits et de ce fait on va pas rentabiliser notre investissement.

Pour y remdier il faut un certain srieux par rapport la gestion de la logistique et avoir le

sens de lanticipation pour tous matriels ncessaire la compltion.

Dautres aspects lies lexploitation des puits horizontaux :

Dans ce paragraphe on va sintresser a mettre en vidence certaines limites de la compltion

des puits horizontaux surtout les puits complts en open hole en citant les principaux

problmes lies a lexploitation de ces puits. En se basant sur des donnes de puits de reprise

en short radius initialement fores en verticale.

II.3.

Analyse des problmes dexploitation des puits short radius

Hassi Messaoud

II.3.1.Lboulement

MD 309 : zone 1B

Il sagit dun puits repris en short radius qui sa mise en production a donn

satisfaction mais au fil des jours un dclin se fais sentir , la premire constatation cest unbouchage frquent au niveau du drain .plusieurs nettoyages ont t effectus donnant ainsi

parfois de bons apports mais arriv un stade le puits ne dbitait plus .un contrle au cble

lectrique (wire line) a t programm pour dterminer la cote de bouchage ,les rsultats ont

dmontrs que le top sdiment t trs important. Faisant appel au nettoyage au coiled tubing

(CTU) sans rsultat. Une opration de snubbing a t effectue, au cours de cette opration

divers problmes ont surgis tel que : coincement et avancement nul dans le drain .lopration

a t voue lchec suite au coincement du train de test dans le drain perdant ainsi 239 joints


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1900 plus un nipple ce qui nous ramne conclure que le bouchage frquent du drain tait

du en vrit un boulement et non un bouchage partiel. [17]

II.3.2.Le bouchage

Cest un cas frquent pour les puits dcouvert .le bouchage peut tre partiel (une partie

seulement du drain horizontal) comme il peut tre total (jusqu la vertical) .en plus on

enregistre des bouchages au niveau de la duse de surface.

MD 270 : Zone 20 A short radius double drains (multilatral)

A lorigine ctait un puits vertical qui navait rien donn depuis sa mise en production

.repris en short radius en janvier 2001, il avait donn lors du DST un dbit de 8.69 m3/h ,

aprs seulement 11mois de production et exactement en dcembre 2001 le puits a t ferm

pour chute de potentiel suite une chute progressive de dbit qui est pass de 10.14m3/h en

02/2001 4.94 m3/h en 08/2001puis 0 m3/h.

Fig. III.2 Evolution du dbit de MD 309


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La chute du dbit est caus par une accumulation de sdiments au dpart dans les deux drains

horizontaux seulement mais rapidement le bouchage a atteint la partie verticale du puits

jusqu la cote 2756 m, sachant que le fond du puits se situ 3440 m.

Plusieurs tentatives de dbouchage par nettoyage au coiled tubing ont t effectues mais

toujours sans rsultats.

Au dpart le bouchage sest fait sentir en premier lieu en 02/2001 et un premier nettoyage au

CTU t effectu mais juste aprs, le bouchage a continu prendre du terrain .depuis

quatre autres oprations similaires ont t faites mais sans rsultats .en tout 29.4 m3 dazote

(N2) ,115 m3 deau traite ,1m3 de gel et 13 m3 de mousse ont t utiliss.

Leffondrement des parois des drains horizontaux est probablement lorigine des sdiments

dus la friabilit de la roche pourtant suppose assez consolide au dpart.

Vu lintensit du soutirage de lhuile du laugmentation de la duse et la tenue des parois du

trou qui est en dcouvert (open hole), le bouchage na pas pu tre vit .

Cecimontre une fois de plus la limite des puits complts en open hole

Depuis janvier 2002 .rien na t tent pour ce puits, il est rest labandon.

MD 518 : Zone 25 short radius double drains (multilatral)

Le puits reprsente le mme cas de figure que les autres puits bouchs, c'est--dire

ferm suite au bouchage du drain sauf que dans ce cas, on a totalement perdu le puits

(abandon) aprs instrumentation ngative.

En effet, on est mme aller jusqu utiliser les moyens lourds (workover) aprs que le coiled

tubing et le snubbing staient avrs inefficace.

Le passage obligatoire au workover tait indispensable ,car cest la prsence du poisson au

fond qui a rendue le nettoyage impossible .le puits est ferm ,une tude est propose pour la

ralisation dun drain latral dans lhorizon ID .le 30/12/2004 intervention workover dans le

but de forer un drain latral aprs chec de lexploitation des deux drains dj raliss suite a

leffondrement des parois du trou ,afin daugmenter le potentiel du puits .(problme de

remonte de cailloux du drain infrieur).le drain latral est donc for dans la formation ID ,le


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dplacement horizontal est de 550 m azimut N90 .Le DST effectu le 07/03/2005 a donn :

Pg = 253.5 kg/cm2 Pf dyn 204.3 kg/cm2, Q=

6.18 m3/h, IP = 0.12, HKL =157, Skin=1.14, duse 9.53 mm .le jaugeage effectu le

11/03/2005 a donn Q=6.11m3/h Pt = 73.5 kg/cm2

GOR 306 M3/M3, duse 9.57 mm.

Actuellement le puits est ferm avec kill string attente packer de compltion [10]

II.3.3.Colmatage du rservoir

OMN 43 : Zone 2N

Cest un puits qui a t for en vertical en dcembre 1989 et qui na jamais produit, il

est rest ferm aprs avoir t jug inexploitable.

Il a t dcid de reprendre ce puits en short radius en juin 1998 en forant un drain horizontal

au sommet du D1 dau moins 400m entre 3399.5 et 3404.5 m avec un azimut de 120 en

direction du puits OMN 522 qui prsente de moyennes caractristiques petro physiques et

moins argileux .0mais il sest avre que le puits OMN43 a des permabilits latrales trs

faibles ce qui rend ce drain de plus de 470 m de dplacement horizontal moins efficace.

Un premier DST a t ralis aprs forage de 348.97 m (3759m) donnant un dbit de 3.25

m3/h ,il a t dcid de prolonger le drain jusqu la cote de 3836 m et un deuxime DST a

donn 4.61 m3/h .la pression de fond dynamique au premier DST tait de 131 kg/cm2 tandis

quau deuxime DST tait de 89.45 kg/cm2 ,le skin tait de 6.12 et lors de la mise en

production le skin a atteint une valeur de +25 .ce qui montre un colmatage du rservoir par la

boue de forage. [9]


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II.3.4.Dpt de sel

MD 105 : Zone 2S

Cest un puits qui a t repris en short radius en 1998,donnant ainsi des rsultats

satisfaisants .

Un DST a permis de confirmer une grande salinit (salinit de leau de formation proche de

300 g/l) do la descente dun concentrique pour injection continue deau

(Qmoy = 1000l/h) car il est for dans la zone 2 qui est caractrise par une tendance prcipitation de sel .aucune anomalie ne sest constate sauf en cas darrt de linjection deau

.Dans ce cas ,il y aurait une chute remarquable du potentiel du puits cause par un bouchage

svre du une dcantation de sel.

Fig. III.3. Evolution du dbit dOMN 43


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II.3.5.Percs de gaz

La plupart des puits en perce de gaz sont proximit des puits injecteur de gaz.

MD 24 : Zone 13

Cest un puits de la zone 13 qui a t for en vertical en novembre 1959, le puits fut

ferm en dcembre 1969 suite une faible production .il a t repris en short radius complt

en 41/2 en open hole dans le drain D1, mis en production le 02 avril 1999 .la mise en service

du puits stait accompagne dune production de gaz considrable (GOR de 2016 m3/m3)

provenant soit du puits injecteur de gaz MD 63 ou de MD 61. La production cumule de

lhuile de ce puits a t trs faible (31156.25 m3 aprs reprise) suite la production

importante de gaz .le dernier jaugeage effectu le 05/11/2005 a donn : dbit de l huile Q=

3.97 m3/h, dbit de gaz Qg = 9065 m3/h, GOR = 2285 m3/m3 .daprs les testes effectus sur

le puits on a constat que la pression de gisement a continue de chuter durant la priode de

fermeture de 1969 1999 ,ce qui tmoigne dune communication avec les puits voisins.

Fig. III.4 Evolution du dbit de MD 105


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Du fait que le puits MD24 a t repris dans le D1 en direction du puits en perce de gaz le

MD 42 qui est caractris par une trs permabilit dans le drain D1, il tait prvisible que

toute rentre dans ce drain et surtout dans cette direction produirait du gaz.

On dduit que pour le puits MD 24, le chois de la cible et lazimut tait judicieux cote

gologique, mais imprudent cot risque de perce de gaz, surtout que tous les puits du secteur

sont tous touchs par ce problme vu les bonnes caractristique ptro physiques et les

quantits normes de gaz injectes, lchec tait prvisible[17]

II.3.6.Venue deau

La production de leau dans le puits short radius a fait ltat de surprise surtout pour ceux qui

ont donns de leau des le dpart .en effet, les probabilits dventuelles venues deau tait

carter surtout que les marges importantes de scurit par rapport au plan deau ont t prises

en compte lors de limplantation des drains horizontaux.

Sachant que le plan deau est inactif Hassi Messaoud, reste alors la complicit de la

fissuration fortement prsente surtout dans les zones ou on a constat ce problme.

Voici prsent quelques puits qui sont touchs par les venues deau : MD294, MD 399, MD

438, MD 286, OMM 522, OMN 57.

Fig. III.5 Evolution de la pression de gisement de MD 24


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MD 438

Ce puits est for dans la zone 1A, qui est caractrise par un forte htrognit avec

des rserves trs importantes .cette zone est clbre par des problmes dexploitation

(asphaltnes, sels, production deau due une forte saturation en eau et elle est proximit du

plan deau) .il a produit de leau lors de son essai de puits DST.

Le cheminement de cette eau provenant de plus bas travers des fissures traverses est

certainement derrire cette surprise .la gologie du puits parle de quelques fissures

subverticales ouvertes fermes vides et subhorizontales vides ou colmates dargiles du

rservoir Ra.

Au cours de forage, on a enregistr des pertes de 70m3 de boue une cadence de 4m3/h la

cote 3475 m et de 13m3 la cote 3525 m ; ce qui confirme lhypothse de la prsence de

fissures.

Fig.III.6 Evolution du dbit de MD 438


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II.3.7.Mauvaise alimentation des puits

MD 106

Au DST le puits a donn de bons rsultats avec un dbit dhuile moyen de 8.5 m3/h .asa mise en production en 02/2002 et aprs un jaugeage dvaluation, on a enregistr un dbit

de 3.16m3/h avec une production deau estim 490l/h.

Apres seulement cinq mois de production et exactement en 07/2002 le potentiel du puits a

chut considrablement et dune faon injustifiable jusqu atteindre un dbit nul.

Apres consultation gologique, il a t constat lexistence de barrires de sites faisant ainsi

obstacle lacheminement de lhuile du rservoir vers le puits .sachant quinitialement ltudedestimation des rserves a dmontre lexistence dun potentiel important dhuile en place.

Il est donc vident quon est en prsence dune mauvaise alimentation qui empche la

rcupration de lhuile reste pige dans le rservoir.[10]

II.3.8.Problme spcifique la liaison couche trou

Dans ce paragraphe on aura une ide gnrale sur les diffrents types de compltion avec

lesquelles sont complts la majorits des puits horizontaux et short radius au niveau du

champ de Hassi Messaoud et le rle quelles jouent dans le maintien de la vie du puits

.daprs notre consultation des fiches techniques des puits on peut conclure que la plupart de

ces puits sont complts en trou ouvert (open hole) ou en liner pr perfore (LPP).

On va essayer de montrer a travers un exemple le rle dune compltion adquate des

lapparition dun ventuel problme au cours de lexploitation du puits .on prendra pour

exemple deux puits qui ont pour problme commun un bouchage du drain.

MD 443 : Zone 20A

Le puits MD 443 la zone 20A, for la verticale le 14/01/1991 complt en 31/2 ancre en

open hole, avec un dbit moyen de 0.79 m3/h accumulant ainsi une production de 2845m3

dhuile en six mois.

Le puits a t repris en short radius le 01fevrier 1998 et complt en 41/2 avec une liaison

rservoir en open hole .le drain cibl est le D1 avec un dplacement horizontal de 341.4 m


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avec un azimut de 186.9 .le puits donna des signes positifs au DST avec un dbit dhuile de

8.32m3/h .le puits a t remis en production le 28 avril 1998 avec un dbit dhuile de

6.72m3/h ,atteignant jusqu' 10m3/h de dbit au cours de 8 mois de production ,il a assur un

cumul de production aprs la reprise de 148836 m3 en 38 mois ,mais des bouchages frquents

se prsentaient faisant ainsi perturber la marche du puits qui avait ncessits des interventions

qui se rsument comme suit :

01/99 nettoyages au CTU de la cote 3388 la cote 3717m.

09/99 nettoyages au CTU jusqu la cote de 3251 m suite au bouchage.

Snubbing N1 (25/12/99-24/01/00) pour nettoyage suite au bouchage.

05/05/00 nettoyages au CTU jusqu la cote 3379 m

08/07/00 nettoyage au CTU jusqu la cote 3361m.

snubbing N2 (10/06/00-19/07/00) pour nettoyage la cote 3716m.

snubbing N3 (27/11/00-22/12/00) pour nettoyage la cote 3720m.

snubbing N4 (27/04/01-09/05/01) une autre opration de nettoyage qui sest terminepar laisser un poisson au fond : couronne 84mm+1 tubing 19+2BPV.

Suite lchec de snubbing et celui du workover pou repcher le poisson, il fut demand la

pose dun bouchon de ciment pour fermeture du puits .puis par la suite le forage dun nouveau

drain horizontal de 425.62 m de longueur le 06/10/2001 dans le D1 avec un azimut N 313,

mais cette fois le puits a t complte en 41/2 avec un liner pr perfore.

Grce cette compltion on a pu rcuprer le puits avec un dbit de 8.76 m3/h donn au coursdu DST.

A son dmarrage il a donn 20.21 m3/h et actuellement il produit avec un dbit moyen de

6.98 m3/h sans aucun problme, il a assur un cumul de production aprs la deuxime reprise

de 249793.48m3.

Lexemple MD 443 nous montre lapport considrable dune compltion adquate dans le

maintien du puits en bon tat et lui donne une certaine assurance contre lapparition dun


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quelconque problme ayant une relation avec la formation .0on conclu donc que la

compltion du puits avec un liner pr perfore est primordiale vue le bon rendement du puits.

Pour le premier drain du short radius :

o Dplacement latral de 341.1m complt en open hole avec un tubing 41/2.

o NP = 148836m3 soit 934690.08 bbl

o Cot CTU 123679.68 $.

o Cot snubbing 454462.59$.

o Cot total des interventions (CTU+Snubbing) 578142.27$.

o

Cot de ralisation du premier drain en short radius 2253809.88$. Pour le deuxime drain du short radius :

o Dplacement latral de 425.62 m, complt en liner pr perfore avec un tubing41/2

o NP = 249793.48 m3 soit 1571154 bbl.

o Cot de ralisation du deuxime drain en short radius 1538896.41$.

o

Cot dquipement du liner pr perfore 105657.14$.On constate que :

le cot des interventions est 5.5 fois plus important que celui du liner pr perfore.

Le puits a assur un bon cumul de production avec une diminution lente de son dbit

initial grce au deuxime drain en liner pr perfore.

Aucune intervention na t signale pour le deuxime drain, mettant en valeur le rle

dune compltion adquate.

De plus, le choix de la configuration de liaison couche- trou se trouve complique par le fait

quelle dpend non seulement des donnes initiales, mais aussi de lvolution de certains

paramtres de fond .or en puits horizontal, il est par exemple difficile de prvoir ou se

produira la perce dun fluide indsirable (eau ou gaz).

Il est donc important de choisir une premire configuration qui puisse tre adapte par la suite

en fonction du comportement du puits.[10]


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II.3.9.La longueur du drain horizontal

Lextension de la longueur du drain horizontal augmente le contact avec le rservoir en

profitant des dbits supplmentaire dans le but daugmenter la production du puits .dans la

pratique la rsistance frictionnelle lcoulement dans le drain horizontal existe toujours et

elle a un effet ngatif sur la productivit du puits ,en rgime turbulent cette rsistance

lcoulement est trs importante et plus svre sur la productivit .la prdiction des

performance des puits horizontaux dpend de ces deux facteurs opposs do il faut bien

dterminer la longueur optimale du drain a partir de laquelle on aura une bonne production et

non pas une longueur maximum car on saperois quun short radius peut avoir une

production assez importante par rapport un horizontal.

De ce fait on peut rduire considrablement la dure du forage et permettre daller vers la

dcouverte de nouveaux gisements[17]

Fig. III.7 Evolution du dbit du puits MD 443


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III. CCCConclusion

Apres cette analyse on retient que pour la compltion des puits horizontaux ou les

short radius la meilleur liaison couche trou possible de raliser et la mieux adapt pour le

champ de Hassi Messaoud est celle du liner pr perfor ,car du point de vue technique elle est

plus ou moins ralisable et du point de vue cot de ralisation , elle est moins coteuse quune

compltion plus technique telle que les liner ciments et perfors (LCP) .car russir une bonne

cimentation dans le drain horizontal cest de limpossible pratiquement et ensuite le perforer

cest vraiment dlicat comme opration malgr que cette technique a le mrite de nous

permettre davoir une compltion slective . Toute fois les complotions en open hole

savrent tre nuisible la dure de vie du puits en raison des problmes cits en dessus.

Signalons que pour une compltion en LPP on est dans lo

analyse de completion de champs hassi messaoud

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