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CHAPITRE 3 METHODES DE CONTROLE DES PUITS 3.1 DEFINITIONS 3.1.1 Pression hydros

CHAPITRE 3 METHODES DE CONTROLE DES PUITS 3.1 DEFINITIONS 3.1.1 Pression hydrostatique La pression hydrostatique est définie comme étant le poids d’une colonne verticale de fluide par unité de surface. Pression hydrostatique = densité de fluide x profondeur verticale La pression hydrostatique dépend de la hauteur ou la profondeur verticale de la colonne de fluide. La forme de cette dernière n’a aucune importance. Différents types de colonnes de fluide Si la profondeur est mesurée en mètre et la densité du fluide en kg/L, la pression est exprimée en bar et le facteur de conversion est égal à 1/10.2 Gradient de pression (bar/m) = densité du fluide (kg/L)  1 10 2 . Pression hydrostatique (bars)=densité (kg/l)  côte verticale (m)  1 10 2 . Le facteur de conversion 1 10 2 . est dérivé comme suit: 1m3 contient 1000 L et la densité du fluide est de 1 kg/l. La pression exercée par 1m de hauteur de ce fluide sur une surface de 1m² est égale à: 1000 0 981 10000 0 0981         . ² . daN cm bar  1 10 2 . bar Z Z Cube de côté unitaire 1 m. La formule de la pression hydrostatique (Ph) peut être exprimée différemment en fonction des unités utilisées. Ph   Z d 10 2 . où: Ph : pression hydrostatique (bars) d : densité du fluide (kg/L) Z : hauteur verticale du fluide (m) Ph =  g  Z où: Ph : pression hydrostatique (Pascal)  : masse volumique (kg/m3) g : accélération de la pesanteur (m/s²) Z : hauteur verticale de la colonne de fluide (m) Ph   Z d 10 où: Ph : pression hydrostatique (kg/cm²) d : densité du fluide (kg/l) z : hauteur verticale de la colonne de fluide (m) Ph = 0.052 x MW x TVD où: Ph : pression hydrostatique (psi) MW : densité de la boue (ppg) TVD : hauteur verticale (ft) Relations entre différentes unités de pression : L’unité de la pression en système SI est le Pascal 1 Pascal = 1 Newton / 1 m² Les multiples sont: 1 bar = 105 Pa = 10² kPa = 0.1 MPa = 1.02 kg/cm² 1 Psi = 1 lb/in² = 0.06897 bar = 6.897 kPa Note: On choisira le "bar" comme unité de pression pour ce manuel. 1 m 1 m 1 m Facteur de correction du gaz Le détermination de la pression hydrostatique de la colonne de gaz en utilisant la formule classique s’avère incorrecte à cause de la compressibilité du gaz qui affecte la densité, c’est ainsi que le facteur de correction du gaz a été introduit pour le calcul de la pression hydrostatique. P hydrostatique (bars) = (facteur de correction - 1) x P statique tête tbg (bars) Pfond = Facteur de correction x P statique tête de tbg Exemple d’application N°1 : Déterminer la pression hydrostatique d’une colonne de gaz sachant que: Profondeur verticale : 5000 pieds Densité spécifique du gaz : 0.7 Pression statique en tête de tbg : 116 bars (1650 Psi) Solution : D’après le tableau le facteur de correction du gaz est égal à 1.129 Ph = (1.129 - 1) x 116 = 15 bars Exemple d’application N°2 Déterminer la différence de pression entre l’annulaire et l’intérieur de tubing après ouverture de la vanne de circulation Données: côte vanne de circulation : 2500 m (8200 ft) densité du fluide annulaire : 1.24 Kg/l densité d’huile : 32 API densité spécifique du gaz : 0.6 pression statique en tête de tbg : 42 bars hauteur de la colonne du gaz : 1220 m (4000 ft) hauteur de la colonne de brut : 1220 m à 3658 m (4000 ft à 12000 ft) Solution Pression hydrostatique annulaire au point de communication Phan = 124 2500 102 . . x = 304 bars Facteur de correction du gaz (voir tableau) = 1.087 Pression hydrostatique de la colonne de gaz = (1.087 - 1) x 42 = 3.65 bars Densité spécifique d’huile = 1415 1315 32 . .  = 0.87 Pression hydrostatique de la colonne d’huile = 087 1280 102 . . x = 109 bars Pression fond intérieure tubing au point de communication : Ph int = 3.65 + 109 + 42 = 155 bars Pression différentielle au point de communication après ouverture de la SSD : P = 304 - 155 = 149 bars 42 P statique tête tbg (bar) Fluide annulaire Interface G/H (1200 m) Communication (2500 m) Packer Perforations 42 Tableau des facteurs de correction de gaz HAUTEUR DU DENSITE SPECIFIQUE DU GAZ GAZ (ft) 0.6 0.7 0.8 0.9 3000 1.064 1.075 1.085 1.098 3500 1.075 1.089 1.102 1.105 4000 1.087 1.102 1.117 1.133 4500 1.098 1.115 1.133 1.151 5000 1.110 1.129 1.149 1.169 5500 1.121 1.143 1.165 1.187 6000 1.133 1.157 1.181 1.206 6500 1.145 1.171 1.197 1.224 7000 1.157 1.185 1.214 1.244 7500 1.169 1.204 1.232 1.264 8000 1.181 1.214 1.248 1.282 8500 1.193 1.239 1.266 1.304 9000 1.206 1.244 1.282 1.324 9500 1.218 1.259 1.302 1.345 10000 1.232 1.275 1.320 1.366 10500 1.244 1.289 1.338 1.388 11000 1.257 1.306 1.357 1.410 11500 1.270 1.322 1.376 1.433 12000 1.382 1.338 1.395 1.455 12500 1.297 1.354 1.415 1.477 13000 1.311 1.371 1.434 1.500 13500 1.324 1.388 1.455 1.523 14000 1.338 1.405 1.475 1.548 14500 1.352 1.422 1.495 1.573 15000 1.366 1.438 1.515 1.596 Pertes de charge pour une saumure de d = 1.20 kg/l PSI / 100 m Débit de pompe Diamètres et poids nominals des tubings bpm l/min 2"3/8- 4.7# 2"7/8- 6.5# 2"7/8- 7.9# 2"7/8- 8.7# 3"1/2- 9.3# 3"1/2- 11.2# 1/2 80 1.93 0.70 0.90 1.04 0.27 0.30 1 159 7.00 2.66 3.33 3.66 0.93 1.16 2 318 26.00 9.33 12.00 14.00 3.67 4.34 3 477 58.00 20.30 26.40 30.30 7.67 9.00 4 636 104.00 36.00 46.00 52.66 13.00 15.33 3.2 THEORIE DES BARRIERES 3.2.1 Introduction Le contrôle des puits sous pression durant les opérations d’intervention est réalisé à l’aide des équipements de surface. Ces équipements jouent le rôle de barrières mécaniques primaires, secondaires ou tertiaires. Les barrières mécaniques primaire, secondaire et tertiaire nécessaires pour contrôler un puits sous pression peuvent être installées au fond ou en surface. Une barrière est composée de l’ensemble des équipements associés avec le dispositif de confinement principal, comme par exemple la presse étoupe qui forme avec le SAS et les autres équipements associés (BOP, raccords, .....) la barrière primaire durant les opérations de travail au câble. Pour contenir la pression du puits durant les opérations d’intervention, il est toujours nécessaire d’avoir au moins deux barrières indépendantes 3.2.2 Définitions  Les barrières mécaniques La barrière mécanique peut être fermée (closed barrier), appelée aussi barrière primaire ou opérable (closeable barrier),appelée secondaire ou tertiaire qu’on peut fermer en cas de besoin. Les types de barrières mécaniques sont énumérées ci dessous:  Barrière de fluide Une colonne de fluide est considérée comme une barrière quand la pression hydrostatique devient supérieure à la pression de pore. Les différents types de barrières de fluide sont:  boue de forage  saumure  eau de mer  eau douce  Barrière primaire La barrière primaire est un dispositif de contrôle utilisé en permanence comme moyen de fermeture du puits durant les opérations d’intervention. Par exemple durant les opérations de travail au câble, la barrière primaire est assurée par l’ensemble presse étoupe / SAS / raccord. Durant les opérations coiled tubing / snubbing, la barrière primaire est assurée par l’ensemble strippers / clapet anti retour / raccord.  Barrière secondaire C’est un dispositif de contrôle secondaire utilisé comme moyen de fermeture en cas de défaillance de la barrière primaire, en général cette barrière est assurée par des obturateurs.  Barrière tertiaire C’est un dispositif de contrôle tertiaire utilisé pour fermer le puits dans des situations d’urgence, en général cette barrière est assurée par les obturateurs à mâchoires cisaillantes. 3.3 METHODES DE NEUTRALISATION DES PUITS PRODUCTEURS 3.3.1 Introduction Un puits producteur dans la plus part des cas doit être neutralisé avant d’effectuer les interventions work over. La neutralisation des puits producteurs consiste à mettre en place un fluide de contrôle d’une densité égale ou légèrement supérieure à la densité d’équilibre de la pression de pores. Le principe général des méthodes de contrôle est de maintenir la pression sur le fond égale ou légèrement supérieure à la pression de formation. Ce principe sera appliqué à toutes les méthodes décrites ci-après excepté la neuralisaion par bullheading. Le choix de la procédure de neutralisation sera déterminé en fonction de:  type de fluide de formation  pression de pores  perméabilité de la formation  état du casing et de tubing  pression de service des équipements en surface  type de complétion utilisée  possibilité de circuler en directe ou en inverse Les méthodes normalement utilisées pour neutraliser un puits producteur sont:  la circulation (de préférence)  le bullheading Dans d’autres cas spéciaux, la neutralisation peut nécessiter l’utilisation des techniques suivantes:  coiled-tubing uploads/Litterature/ chapitre-3-methodes-de-controles-des-puits-1.pdf