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MANUEL D’INTERVENTION SUR PUITS SECTION 2: METHODES DE CONTROLE NAFTOGAZ / HASS

MANUEL D’INTERVENTION SUR PUITS SECTION 2: METHODES DE CONTROLE NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 0 - SECTION 2 METHODES DE CONTROLE DES PUITS SOMMAIRE PAGE 2.1 INTRODUCTION 1 2.2 DEFINITIONS 2 2.2.1 Pression hydrostatique 2 2.2.2 Pression de formation 8 2.2.3 Pression de fracturation 15 2.3 THEORIES DES BARRIERES 19 2.3.1 Introduction 19 2.3.2 Définitions 21 2.3.3 Barrières dans les opérations d’intervention 22 2.4 METHODES DE NEUTRALISATION DES PUITS PRODUCTEURS 26 2.4.1 Introduction 26 2.4.2 Neutralisation par circulation directe (Long way) 29 2.4.3 Neutralisation par circulation inverse (Short way) 36 2.4.4 Neutralisation par bullheading 43 2.4.5 Volumetric Method 50 2.4.6 Lubricating Technic 58 2.4.7 Procédure de stripping 62 2.5 PROBLEMES ASSOCIES AVEC LE CONTROLE DES PUITS 69 2.1 INTRODUCTION Bien que les principes fondamentaux de la théorie de neutralisation des puits sous pression soient identiques à ceux des opérations de forage , la priorité dans le choix des méthodes pratiques de contrôle à appliquer est différente. En effet, la neutralisation des puits en workover et complétion présentent les aspects particuliers suivants: . le pourcentage des solides dans les fluides utilisés en workover et complétion est très réduit ce qui provoque souvent de pertes durant la circulation les interventions workover et complétion contrairement aux opérations de forage débuteront souvent avec une opération de neutralisation du puits dans les opérations d’intervention, il est possible de trouver le fluide de formation dans le tubing et l’annulaire dans les opérations d’intervention le nombre de manoeuvres est nettement plus supérieur à celui de forage généralement dans les opérations d’intervention la liaison couche trou est assurée par un tube perforé dans les opérations d’intervention, la neutralisation du puits devient plus difficile à cause de la présence des différents fluides dans le puits Les techniques de contrôle des puits sous pression seront accomplies par l’utilisation des dispositifs de confinement en surface ou au fond. Ces équipements sont classés en trois catégories: les dispositifs de contrôle primaire utilisés comme premier moyen de fermeture du puits durant les opérations d’intervention les dispositifs de contrôle secondaire qui seront utilisés comme moyen de secours en cas de défaillance des dispositifs de contrôle primaire les dispositifs de contrôle tertiaire qui seront utilisés dans les situations d’urgence Un dispositif de confinement devient une barrière dès qu’il est opéré. On définit une barrière comme étant un dispositif mécanique ou fluide qui empêche l’écoulement incontrôlé du fluide de formation. NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 1 - 2.2 DEFINITIONS 2.2.1 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 (fig 2.1). Fig 2.1: Différents types de colonnes de fluide NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 2 - Z Z 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 NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 3 - 1 m 1 m Fig 2.2: 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. NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 4 - NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 5 - 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) NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 6 - Solution Pression hydrostatique annulaire au point de communication Phan = 124 2500 10 2 . . 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 10 2 . . x = 109 bars NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 7 - 42 P statique tête tbg (bar) Fluide annulaire Interface G/H (1200 m) Communication (2500 m) Packer Perforations 42 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 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 NAFTOGAZ / HASSI MESSAOUD ALGERIA 255300037.doc - 8 - 2.2.2 Pressions de formations Définition C’est la pression du fluide contenu dans les pores d’une formation. Elle est aussi appelée pression de pores ou pression de gisement. Pression géostatique La pression géostatique à une profondeur donnée est la pression exercée par le poids des sédiments sus - jacents. Comme il ne s’agit pas d’une pression de fluide on préfère souvent, pour faire la distinction fluide/matrice, utiliser le terme contrainte géostatique. Elle peut être exprimée ainsi S   ds Z 10 2 . où : ds: densité apparente des sédiments sus-jacents ( kg/l) S : contrainte géostatique (bars) Z : hauteur verticale des sédiments (m) Pression normale La pression normale de pores à une profondeur donnée correspond à la pression hydrostatique du fluide au point situé à la côte verticale Z, uploads/Litterature/ methodes-de-controle-des-puits.pdf