UNIVERSITÉ KASDI MERBAH DE OUARGLA MASTER RESERVOIR ENGINEERING COURS DE STIMULATION DES RESERVOIRS -------------------------------------- ANNÉE SCOLAIRE 2016-2017 INTRODUCTION L’exploitation d’un gisement d’hydrocarbures conduit inévitablement à une diminution de la production des puits. Ce phénomène est provoqué soit par une déplétion naturelle ou par un endommagement de la couche productrice, particulièrement aux abords du puits. L’endommagement peut avoir plusieurs origines et se manifeste par une réduction de la perméabilité relative à l’huile. Ce phénomène est le résultat du colmatage de la matrice par des dépôts de matières minérales et organiques ou d’une inversion de la mouillabilité de la roche réservoir. Les différentes causes de l’endommagement sont : A- COLMATAGE 1- Durant la phase forage : a- Broyage de la roche réservoir avec pulvérisation et compactage des particules entrainant une obturation des canaux. b- Pénétration des matières en suspensions des fluides de forage ou de complétion dans la matrice. c- Introduction du filtrat de la boue de forage ou du fluide de complétion dans la formation pouvant entrainer l’apparition d’un Water block autour du puits ou une altération de la mouillabilité de la roche réservoir. d- Manœuvres brutales du train de sonde (effet de pistonnage en descente et dépression en remontée). 2- Durant la phase complétion a- Cimentation des cuvelages et leur restauration : - Fracturation du terrain suite à une densité trop élevée du ciment ou à une manœuvre brutale de la colonne. - Le ciment peut provoquer les mêmes endommagements que les fluides de forage (dépôts solides et water block). b- Les fluides de complétion provoquent des endommagements identiques à ceux des boues de forages. (dépôts, altération de la mouillabilité et water block) c- Manœuvres brutales du matériel dans le puits 3- Durant la phase d’exploitation a- Dépôts de matières minérales : Sels solubles (chlorures), de sels peu solubles (sulfates et carbonates de calcium et magnésium ainsi que les produits de la corrosion du fer des équipements). Dépôts de sable, fines, plaquettes et fibres d’argile, silt, silicates, carbonates … b- Dépôts de matières organiques. Matières organiques dispersées dans l’huile de gisement. Elles sont constituées d’asphaltènes, de paraffines, de résines et de cires. Ces matières ont un double effet : Elles réduisent les dimensions des canaux et altèrent la mouillabilité des parois des pores et capillaires des roches réservoirs. Ces dépôts sont provoqués par une chute des paramètres thermodynamiques, température et pression, par une variation de la salinité et un abaissement brutal du pH des effluents de la formation. 4- Durant la stimulation des réservoirs Les fluides utilisés lors de la stimulation peuvent provoquer des réactions secondaires avec les constituants des roches réservoirs, les sels et les effluents du gisement. Aussi, des additifs mal sélectionnés peuvent engendrer un colmatage des formations. B- INSTALLATIONS MAL CONÇUES 1- Mauvais dimensionnement du tubing 2- Réseaux de collecte inadéquats en surface 3- Pression de séparation trop élevée. Dégazage mal réglé avec entrainement d’huile avec les gaz torchés. La stimulation : La stimulation est une opération technique au cours de laquelle des moyens chimiques ou mécaniques sont mis en œuvre afin de : - restaurer la productivité du puits si celle-ci s’est réduite - améliorer la productivité du puits qui était à l’origine mauvaise Pour stimuler un réservoir différentes techniques sont utilisées. 1- Lavage à l’eau douce (dissolution des sels minéraux comme les chlorures) 2- Lavage au solvant aromatique (dissolution des asphaltènes, paraffines, résines et cires) 3- Acidification par HCl et HF (dissolution des sels peu solubles et des quartz – silicates) 4- Fracturation hydraulique (traitement profond de la matrice) 5- Fracturation à l’acide ( double effet de l’acide et fracturation ) -------------------------------------------------------------------------------------------- II- LES PHÉNOMÈNES CAPILLAIRES A- LES FORCES INTERMOLÉCULAIRES Pour une liaison entre deux atomes d'électronégativités différentes, il apparaît des charges partielles +δ et -δ, rendant l'atome le plus électronégatif nucléophile et l'autre électrophile. Un atome nucléophile est un composé chimique attiré par les espèces chargées positivement, par opposition à un composé électrophile. Un dipôle électrostatique se définit par une répartition hétéroclite de charges électriques telles que le barycentre des charges positives ne coïncide pas avec celui des charges négatives. Le dipôle le plus simple est donc un couple de deux charges de signe opposé distantes d'une longueur a non nulle quelconque. Un dipôle peut être permanent, par exemple une molécule polaire, ou bien induit, par exemple un nuage électronique qui se déforme sous l'action d'un champ extérieur (comme pour la diffusion ) Les forces intermoléculaires sont des forces de nature essentiellement électrostatique induisant une attraction ou une répulsion entre des particules chimiques (atomes, molécules ou ions). Dans ces forces intermoléculaires, on distingue : 1- Les forces de Van der Waals, de nature électrostatique, qui recouvrent plusieurs types d'interactions : a- forces dipôle–dipôle ou forces de Keesom (effets d'orientation) ; Les forces de Keesom résultent d'une interaction intermoléculaire entre dipôles permanents. b- forces dipôle-induit dipôle ou forces de Debye, (effets d'induction) ; Les forces de Debye sont les forces intermoléculaires résultants de l'interaction entre un dipôle permanent et un dipôle induit. Tous les atomes et molécules sont polarisables ; cette polarisabilité résulte de la déformation du nuage électronique due à la présence d'un champ électrique. Ce champ électrique peut être externe ou généré par la molécule polaire. c- forces instantanées dipôle-induit dipôle-induit ou forces de London (effets de dispersion) ; Les forces de dispersion de London sont des forces faibles intermoléculaires créées par des dipôles induits. Elles représentent en général la composante la plus importante des forces de Van der Waals. Les forces de London existent du fait que la densité électronique des molécules est probabiliste : il y a une forte chance à tout moment pour que celle-ci ne soit pas équitablement répartie à travers la molécule, ce qui crée un léger moment dipolaire 2- d- forces ion–dipôle ; Les liaisons hydrogène d'intensité plus élevée et de nature partiellement covalente ; La liaison hydrogène ou pont hydrogène est une force intermoléculaire impliquant un atome d'hydrogène et un atome électronégatif comme l'oxygène, l'azote et le fluor. L'intensité d'une liaison hydrogène est intermédiaire entre celle d'une liaison covalente et celle des forces de van der Waals. 3- Les liaisons halogène : La liaison halogène (XB) est une liaison de nature proche de la liaison hydrogène (HB). Elle s'établit entre les atomes d'halogènes électrodéficients (appauvris en densité électronique), facilement polarisables tels que l'iode (I) et le brome (Br), et les entités riches en densité électronique comme les dérivés azotés et oxygénés (amines, éthers, amides, etc). Les applications pratiques et potentielles de la liaison halogène sont aussi vastes que celles de son analogue, la liaison hydrogène. B- LA TENSION INTERFACIALE Les deux schémas ci-dessus représentent les forces qui agissent sur les molécules plongées dans un liquide, et sur celles qui sont au voisinage de sa surface libre Les molécules se trouvant à la surface du liquide sont soumises à des forces intermoléculaires dissymétriques. Elles ont Sur la surface du liquide, ces tensions sont limitées à la demi sphère située sous la surface. Il s’ensuit que la résultante de ces forces ne peut pas être nulle. Cette résultante est nécessairement dirigée vers le bas, puisque (sauf s’il y a évaporation) le liquide ne s’échappe pas du récipient. Ce phénomène se traduit par l’apparition d’une tension de surface caractéristique de chacun des liquides. On peut dire qu’il se forme un film de molécules en surface qui n’a pas plus tout à fait la même structure que celle que l’on retrouve au sein du liquide une tendance à être attirées vers l’intérieure du liquide. . Appelée tension de surface ou énergie d'interface ou bien encore énergie de surface la tension superficielle est une force qui existe au niveau de toute interface entre deux milieux différents (entre un solide ou un liquide et un gaz). La tension entre des milieux identiques: deux solides, deux liquides, ou également entre un liquide et un solide est généralement appelée: la tension interfaciale. verre à ras bord avec la notion de capillarité La tension superficielle est le travail nécessaire qu’il faut fournir pour augmenter la surface d’un corps d’une unité de manière réversible. L'unité de mesure de la tension superficielle est: N/m qui est équivalent aux (J/m2), erg/cm2 ou (dyne/cm). On notera que la tension superficielle diminue lorsque la température augmente : cela s’explique par le fait que les forces de cohésion intermoléculaires sont réduites par l’agitation thermique C- MOUILLABILITÉ – ANGLE DE CONTACT La Mouillabilité c’est l’aptitude de la surface d'un matériau à se laisser mouiller par les liquides; c’est aussi la faculté pour une substance solide de recevoir un liquide en lui permettant de s'étaler sur la surface la plus grande possible`` De façon générale, lorsqu'un liquide est mis en contact avec la surface d'un solide, il se forme un angle de raccordement du premier sur le second. Lorsque le mouillage est parfait, l'angle de raccordement devient nul. Dans ce cas l'énergie d'adhésion est maximum. Pour un système liquide-solide donné, le mouillage dépend de la pression, de la température, de l'hygrométrie, ... Le mouillage d'un liquide sur un solide désigne d'une part la forme que prend le liquide à la surface du solide (mouillage statique) et la façon dont il se comporte lorsqu'on essaie de le faire couler (hystérèse, ancrage, mouillage dynamique). Ces comportements découlent des interactions intermoléculaire entre les molécules de liquide, solide et de gaz à l'interface entre les trois milieux. Ces interactions sont modélisées à l'échelle macroscopique via la tension superficielle. La qualité du mouillage d'un liquide sur un solide est le degré d'étalement du liquide sur ce solide. On parle de mouillage total lorsque le liquide s'étale totalement, et de mouillage partiel lorsque le liquide forme une goutte sur le solide. Le type de mouillage (total ou partiel) est déterminé par le signe du coefficient d'étalement. 1- L'angle de contact, noté sur la figure ci-contre permet de quantifier la qualité du mouillage. Qu'est-ce qu'un angle de contact ? C'est l'angle de raccordement (noté téta) entre la surface du solide approximer comme plane, et la micro goutte de liquide que l'on a déposée sur cette dernière. Il peut varier de 0 à 180 degrés et en fonction de sa valeur (pour le liquide sonde l'eau) on peut classer les surfaces comme suit : - entre 0° et 10° surface superhydrophile - entre 90° et 140° surface hydrophobe - >140° surface superhydrophobe A téta on se doit d'associer la notion de tensions de surface (ou énergie de surfaces). La forme d'une goutte à la surface d'un solide est régit par 3 paramètres : - γsl La tension à l'interface solide-liquide - γsv La tension à l'interface solide-vapeur - γlv La tension à l'interface liquide-vapeur Ces trois grandeurs sont reliées par l'équation de Young-Dupré : D- LA PRESSION CAPILLAIRE – LOI DE LAPLACE La loi de Laplace est une loi liant la courbure locale de l'interface séparant deux milieux à la différence de pression (aussi appelée pression de Laplace) entre ces deux milieux. La loi de Laplace est parfois appelée équation de Laplace-Young. où P1 est la pression du côté extérieur de la sphère (exprimé en pascals); P2 est la pression du côté intérieur de la sphère (exprimé en pascals); est la tension superficielle à la limite de séparation (exprimé en newtons par mètre); R est le rayon de la goutte (exprimé en mètre). REMARQUE : La pression capillaire apparait chaque fois qu’une courbure de surface liquide se forme : gouttelette, ménisque dans un tube capillaire ( ménisque sphérique) ou entre deux plaques ( ménisque cylindrique ), dans les pores et en particulier dans les roches réservoirs. E- LA MONTÉE CAPILLAIRE – LOI DE JURIN La hauteur à laquelle monte le liquide dans le tube est telle que la pression dans le liquide situé immédiatement sous le ménisque obéit simultanément à deux lois : la loi hydrostatique dans le tube et la loi de Laplace-Young à travers l'interface que constitue le ménisque. F- LES MILIEUX POREUX – LES ROCHES RESERVOIRS Selon la nature du squelette du milieu poreux, on distingue deux types principaux de roches réservoirs. Les roches gréseuses et les roches carbonatées 1- RESERVOIRS GRESEUX Contrairement aux carbonates, les grés sont formés d’un certain nombre de minéraux très différents, à savoir : -Le quartz, élément très dominant 50-90% - Des silicates: - Argiles et micas (structure en feuillet) 5-30%. - Feldspaths (structure tridimensionnelle) 0-10%. -Des carbonates: 0-10%. - Des impuretés : fer, calcium 0-3%. Alors que le quartz, les feldspaths et les micas constituent le squelette originel de la roche, le ciment de celle-ci est formé de minéraux secondaires, surcroissance du quartz,carbonates et argiles qui ont précipités dans les pores longtemps après. On les trouve principalement soit attachées à la surface des pores (chlorites) en les bloquant partiellement (illite), soit à l’intérieur de ces derniers (kaolinite). La figure ci-dessous illustre cette situation : 2- LES RÉSERVOIRS CARBONATÉS Les roches qui contiennent plus de 50% de minéraux carbonés sont classées dans la catégorie des roches carbonatées. Elles proviennent de la sédimentation des squelettes d’animaux marins dont la taille varie du micron au centimètre. Il en découle une grande variété dans la porosité et la perméabilité de ces roches. Au cours du temps, ce sédiment est transformé physiquement et chimiquement afin d’atteindre une forme stable. La forme la plus simple est celle de la calcite (CaCO3). Lorsque le sédiment reste longtemps en contact avec un fluide contenant beaucoup de magnésium, il se forme alors de la dolomite (CaMg(CO3)2). Ce sont les deux principaux minéraux carbonatés que l’on peut trouver dans un réservoir carbonaté. Les roches carbonatées sont en général classées selon le rapport entre les quantités de calcite et de dolomite qu’elles contiennent. Celles contenant plus de 50% de calcite sont appelées calcaire. Les réservoirs carbonatés contiennent 52 % des réserves d’huile et 49 % des réserves de gaz prouvées mondiales. Ils se trouvent sur les cinq continents, par exemple en Russie, en Libye, en Malaisie, en Angola… et en particulier dans la péninsule arabique. G- LES CORPS TENSIOACTIFS Les corps tensioactifs sont des composés organiques constitués d’une partie polaire et d’une autre partie non polaire. Ils ont la propriété de réduire la tension interfaciale en s’adsorbant aux surfaces et interfaces. Adsorption des molécules de tensioactifs à la surface air / eau Variation de la tension superficielle en fonction de la concentration de tensioactif. Selon la charge de la partie polaire il existe 4 classes de tensioactifs : anionique, cationique amphotère et non ionique. H- ALTERATION DE LA MOUILLABILITÉ L'excès des tensioactifs contenus dans les fluides de forage et de complétion peuvent provoquer une altération de la mouillabilité de la roche réservoir. Les fluides émulsionnés inverses et leur filtrat altèrent la mouillabilité des échantillons de grés de Berea (roche standard) ayant une mouillabilité franche à l'eau. L'altération de la mouillabilité causée par chaque composant de la boue à l'huile à émulsion inverse est évaluée par la méthode d'Amott où les résultats montrent l'aptitude des agents de surface à changer nettement la mouillabilité à l'eau des échantillons, ceci est reconnu comme l'un des mécanismes d'endommagement de la formation. L’altération de la mouillabilité va engendrer une élévation des saturations résiduelles en huile Sor et une réduction de la perméabilité relative à l’huile Kro des roches réservoirs. On observera une chute de l’indice de productivité et une augmentation de la production d’eau. I- LE NOMBRE CAPILLAIRE Nca Considérons un écoulement diphasique (par exemple eau-huile) au cours duquel le _uide non mouillant est déplacé par le _fluide mouillant. Les forces en présence sont : _ les forces capillaires liées à l'interface entre deux _fluides, _ les forces visqueuses liées au _fluide déplaçant et celles liées au _fluide déplacé. On peut définir un nombre adimensionnel, le nombre capillaire, qui est le rapport des forces visqueuses aux forces capillaires. Nca = μ ν / γ Où : μ la viscosité du fluide déplaçant, v sa vitesse et γ sa tension interfaciale. Lorsque Nca <<1, les effets capillaires dominent les effets visqueux. Lors des opérations classiques de récupération des hydrocarbures, on peut considérer une vitesse d'avancée de front de l'ordre de 3,5.10-6 m.s-1 (1 pied/jour), une viscosité du fluide déplaçant (eau) de 10-3 Pa.s et une tension interfaciale eau/huile de l'ordre de 30.10-3 mN.m-1. Ces conditions nous donnent une valeur de Nca de l'ordre de 10-7. Cette valeur peut être modifiée en changeant la valeur de la viscosité, par l'utilisation par exemple de solutions de polymères, ou bien en réduisant la tension interfaciale par l'utilisation de tensioactifs. Loin des puits, il est difficile d'obtenir des vitesses élevées de déplacement. Ainsi, selon les roches, il advient que plus le nombre capillaire est élevé, plus la saturation résiduelle en huile diminue, donc plus la production augmente. J- L’indice de mouillabilité Iw - La méthode d’Amott Techniques les plus utilisées en laboratoire, ces méthodes consistent à mesurer les volumes d’eau (V1w et V2w) et d’huile (V1o et V2o) récupérés par déplacements spontanés et par déplacements forcés d’eau et d’huile dans un échantillon poreux. Elles ne diffèrent que sur la procédure utilisée pour les déplacements forcés (par injection pour Amott-IFP et par centrifugation pour Amott-Harvey). Le principe de la mesure est le suivant : - Saturation totale du milieu poreux à la saumure: Sw = 100% - Déplacement forcé (Drainage primaire) de la saumure avec l’huile choisie pour la mesure (brute ou minérale) jusqu’au Swi (saturation irréductible en la saumure) Imbibition spontanée de l’échantillon par la saumure et mesure du volume d’huile déplacée (volume V1o) Imbibition forcée de l’échantillon par la saumure jusqu'à la saturation résiduelle en huile (Sorw) et mesure de la quantité d’huile déplacée (V2o) - Déplacement spontané de la saumure par l’huile dans l’échantillon (Drainage spontané) et mesure du volume d’eau récupéré (V1w) Drainage forcé de la saumure jusqu’au Swi et mesure du volume de saumure déplacé (V2w) Méthode Amott-IFP (déplacements spontanés) - l’indice global de mouillabilité est défini comme la différence des deux indices: Le milieu est considéré comme franchement mouillable à l’eau, respectivement à l’huile, quand la valeur de l’indice global Iw-o est égale à 1, respectivement -1. Ces deux méthodes sont préférées pour les évaluations de la mouillabilité des échantillons de réservoirs. Elles sont considérées comme les meilleures méthodes de caractérisation de la mouillabilité de réservoirs. - Avantages : Techniques de mesure les plus disponibles, gamme des mouillabilités bien couverte, utilisation de toute la structure poreuse - Inconvénients : mesure longue (plusieurs jours) et dépendante du Swi atteint. III- LES ENDOMMAGEMENTS 1. Définition de l’endommagement : L’endommagement représente toutes les incrustations minérales ou organiques pouvant altérer la perméabilité naturelle par leur déposition à l’intérieur du réservoir ou en obturant les perforations voir même le tubing de production. 2. Localisation de l’endommagement : La fig. ci-dessous illustre parfaitement les zones de localisation de l’endommagement tenant compte de la configuration du puits a- Au fond du puits : Généralement, on trouve des dépôts constitués par des sédiments d`origine diverses (particules issues de la formation, produits de corrosion des équipements) ou des précipités (sels,paraffines, asphaltènes). b- Aux abords du puits : Cake externe (zone 1): Le cake externe est formé de particules solides minérales ou organiques déposées lors du forage sur la paroi du trou (pour consolider les parois du puits et réduire l`infiltration de la boue dans la formation). Son élimination se fait mécaniquement par grattage ou chimiquement par lavage aux solvants ou aux acides. Le cake interne (zone 2):Le cake interne est constitué par de fines particules solides provenant de la boue, du ciment et des fluides de complétions, se localise dans une très mince couronne aux abords immédiats du puits et bloque les pores, rendant le milieu peu perméable. La zone envahie (zone 3):Au-delà du cake interne se trouve la zone envahie par les filtrats de la boue et du ciment, qui vont modifier l`environnement naturel du milieu poreux. On peut ainsi observer : - Changement de mouillabilité ; - Formation d’émulsions ; - Gonflement et /ou délitage des argiles ; - Précipitations diverses (minérales et parfois organiques) en cas d`incompatibilité d’un filtrat avec les fluides en place. IV- LE SKIN 1- Définition Van Everdingen et Hurst (Van Everdingen & Hurst, 1949) ont introduit la notion de skin en définissant la chute de pression induite par l’endommagement ΔPskin Le skin est une perte de charge supplémentaire localisée aux abords du puits. Il se traduit par un effet sur la liaison entre le réservoir et le puits. Le skin est un facteur sans dimension déterminé par des essais de puits. Il représente le degré d’endommagement total d’un puits. Q est le débit entre le puits et la formation, k la perméabilité initiale de la formation, μ est la viscosité, h la hauteur de puits dans lequel l’écoulement se produit, B le facteur volumétrique de la formation et S le skin. rw : rayon du puits rs : rayon de la zone colmatée re : rayon de drainage k : perméabilité de la zone vièrge ks : perméabilité de la zone colmatée Pw : pression au fond du puits Ps : pression dans la zone colmatée Pe : pression dans la zone vièrge Appliquons la loi de Darcy pour un écoulement radial circulaire, d’abord entre la zone colmatée et le puits : Puis entre la zone vierge et la zone colmatée : La relation obtenue ci-dessous est l’équation de HAWKINS Partant de la relation donnant l’IP réel d’un puits à huile en écoulement radial circulaire selon la loi de Darcy ( milieu isotrope, fluide monophasique, écoulement laminaire et permanent ) on a : - L’indice de productivité réel IPréel - L’indice de productivité théorique IPthéor Soit J le ratio des indices de productivité ou le rendement de l’écoulement. 2- Skin total - Skin d’endommagement et pseudo-skin Le skin total ou global est égal à la somme du skin d’endommagement et pseudo-skin. Le skin peut être positif, négatif ou nul. Un skin nul correspond à un puits non endommagé, tandis qu’un skin positif traduit un endommagement. Une stimulation acide réussie, diminue le skin jusqu'à parfois obtenir une valeur négative qui en pratique n’est pas inférieure à -7. Cela signifie que la perméabilité des abords du puits est devenue supérieure à celle de la formation à son origine. a- Skin d’endommagement Le skin d'endommagement représente la perte de charge entre le réservoir et le puits. Dans ce cas la perte de charge est due aux variations de perméabilité aux abords du trou. (Trou de forage) Oil rate m3 / Hr Common clay types and their characteristics. b- Pseudo-Skin Le Pseudo-Skin regroupe tous les facteurs autres que les endommagements qui sont la cause de la réduction de productivité des puits : Il s’agit de facteurs techniques : dimensions des installations inadéquats, mauvaises conceptions des perforations, entrainement de l’huile vers les torches à cause du dégazage. Skin total = Skin d’endommagement + Pseudo-Skin V- TRAITEMENT DE MATRICE Pour stimuler un réservoir différentes techniques sont utilisées. 6- Lavage à l’eau douce (dissolution des sels minéraux comme les chlorures) 7- Lavage au solvant aromatique (dissolution des asphaltènes, paraffines, résines et cires) 8- Acidification par HCl et HF (dissolution des sels peu solubles et des quartz – silicates) 9- Fracturation hydraulique (traitement profond de la matrice) 10- Fracturation à l’acide ( double effet de l’acide et fracturation ) Les formations a perméabilité dégradées sont candidates à une restauration par acidification. Les formations à perméabilité naturellement faible seront plutôt candidates à une stimulation du type fracturation. A- L’ACIDIFICATION L’acide est le produit essentiel dans une opération de stimulation par acidification. Son rôle est de réagir avec les dépôts, la roche réservoir et les fluides de formation pour enlever l’endommagement par dissolution. Les solutions acides conçues pour l’acidification des réservoirs ont des compositions très diverses car elles doivent être adaptées au type d’endommagement à traiter, aux propriétés pétro physiques et minéralogiques de la roche réservoir, aux conditions de température et de pression régnant en fond du puits. Les analyses au laboratoire des carottes et des fluides de formation permettent de déterminer le type d’acide ainsi que les additifs à utiliser. Il existe plusieurs types d’acides de stimulation : -Acide Chlorhydrique -Acide Fluorhydrique -Mud Acid. -Acides Organiques -Clay Acid. -Organique Clay Acid. 1- PUITS CANDIDATS À L’ACIDIFICATION Acidifier un puits n’entraîne souvent pas un gain en production si les informations capitales ci-dessous ne sont pas prises en compte. Pour sélectionner un puits candidat à l’acidification et procéder au traitement adéquat, on doit analyser : Le rapport géologique ; Le rapport de production du champ ; Le rapport de complétion du puits ; L’historique de production du puits ; Le rapport de test. a- Rapport géologique: Les analyses sédimentologiques et pétro physiques nous renseigne sur : - La nature de la roche ; - La Teneur en argile ; - Le type d’argile ; - La présence de fracture ou de fissure. b- Rapport de production du champ : Ce rapport concerne : - L’historique de production des puits (dispersion des valeurs de perméabilité et l’indice de productivité) ; - Etude de réservoir (porosité, perméabilité, saturation en eau, en gaz, en huile) ; - Type de stimulation employée et différent acides et additifs. c- Rapport d’implantation et de complétion du puits : Ce rapport contient : - Position stratigraphique On utilise les cartes isobathes et isobaques pour déterminer l’interface des fluides et la possibilité de formation cône d’eau ou de gaz. - Historique de forage : On se base sur les courbes d’avancement des fluides de forage (densité, PH, filtrat) afin de connaître la nature de la roche et les pertes éventuelles, rencontrées lors du forage. - Diagraphie : A partir de l`interprétation des différents enregistrements des outils de diagraphie (sonique, induction, gamma ray, diamètreur etc.…). On aura des informations sur : - La nature de la roche et des fluides, la porosité et l’argilosité ; - Les paramètres mécaniques de la roche ; - La consolidation des paramètres de la roche ; - La saturation en fluides ; - La profondeur d`invasion de la couche par le filtrat ; - La régularité du trou (étranglement et présence de caves) d- Analyse des carottes : Cette analyse permet d’avoir des informations sur : - La nature de la roche ; - La porosité et la perméabilité ; - La mouillabilité ; - La solubilité des colmatants ou particules minérales dans les acides (réponse a l`acide) ; - Teneur en fer. e- Rapport de test : Les données fournies par ce rapport sont : - Débit : Q ; - La pression de fond PF et pression de tête PT ; - WOR, GOR ; - L’analyse des fluides ; - L’interprétation des essais de remontée de pression 2 - CRITÈRES POUR UNE ACIDIFICATION Pour entamer une opération d’acidification, il faut suivre les étapes suivantes : S’assurer que le puits est un candidat à une stimulation de la matrice par analyse de la courbe de déclin; Déterminer la cause de l’endommagement, son degré et sa localisation par la revue des historiques de production et d’interventions ; Faire une analyse nodale pour justifier la nécessité d’une intervention par acidification, par la détermination des performances du puits ; Sélectionner la bonne formulation des fluides de traitement, afin de minimiser les risques d’échec (formation des précipités secondaires, sludges… etc.) ; Déterminer la pression et le débit d’injection pour ne pas fracturer la formation ; Déterminer le volume du traitement à injecter par foot d’intervalle pénétré ; Si le réservoir est composé de plusieurs couches ou si la zone est épaisse, utiliser un nombre approprié de diversion pour que l’acide soit bien réparti ; Choisir le mode de placement en tenant compte de la configuration du puits considéré ; Prévoir un plan de nettoyage et redémarrage du puits ; Evaluer la rentabilité du traitement en estimant l’augmentation de la productivité ou l’injectivité, et le coût du traitement. 3- TECHNIQUES DE MISE EN PLACE : Après avoir sélectionné le puits candidat au traitement, il est souhaitable de vérifier que les équipements de surface et de fond de ce dernier supporteront le nouveau état de contraintes mécaniques et d’environnement chimique auxquels ils sont soumis. Il existe deux procédés d’exécution du traitement : a- stimulation globale : Elle consiste à traiter l’ensemble de la zone productrice, mais souvent insuffisante car il est courant que la majore partie de l’acide pénètre dans les meilleures sections (cheminement indésirable), cas de réservoir hétérogène et épais. b- stimulation sélective : Elle consiste à traiter successivement les bans colmatés en les isolant l’un de l’autre dès la fin des différentes étapes du traitement. Ceci peut être réalisé de différentes manières par emploi des moyens suivants : Colmatant temporaire ; Billes (ancienne méthode) ; Packers. Le choix du types de traitement (stimulation globale ou sélective) et de sa mise en œuvre sera en fonction de : - La hauteur de la zone à traiter ; - L’homogénéité du réservoir ; - Volumes à mettre en place ; - La pression maximale du traitement ; - La nature des fluides en place. Les acides utilisés dans l’acidification sont les acides forts (HCl, HF), les acides faibles organiques (HCOOH moins corrosif, CH3COOH résistant aux hautes températures), les acides gélifiés, en mousse, en émulsion, BUT Le but primordial du traitement matriciel est de rétablir la productivité naturelle des puits endommagés. Il s’agit d’un traitement de décolmatage. PRINCIPE La formation sera imbibée aux abords immédiats du puits sur une distance généralement modérée par un fluide de traitement qui, après avoir agi, sera dégorgé. STRATÉGIE ADOPTÉE PAR L’OPÉRATEUR - Eliminer le dépôt Limiter l’attaque de la roche réservoir Eviter le contact des solutions injectées avec les effluents et les sels des éléments alcalino-terreux 3- ACTION DES ACIDES a- ACIDE CHLORHYDRIQUE – HCl L’acide chlorhydrique est utilisé généralement comme suit : fracturation des carbonates acidification des grés (matrice seulement), bouchons de tête et de queue pour les mélanges HCL-HF, Acidification des grés avec 15% à 20% de carbonate, Elimination des dépôts solubles dans l’acide, Lavage des perforations. . Action sur la matrice : Elle est pratiquement nulle sur le quartz et très faible sur les argiles de façon générale. Seules les carbonates sont très solubles mais leur taux de solubilité n’est pas nécessairement représentatif de leur pourcentage exact comme on a parfois tendance à le croire. D’autres minéraux en effet, les « impuretés », sont solubles du moins partiellement dans HCL et leur présence doit être détectée lors de l’étude pétrographique. . Action sur l’endommagement: Dans la mesure où le colmatage est le fait des particules solides des fluides de forage (argiles en particulier, alourdissant inadaptés) ou de complétion (impuretés diverses), HCL a une action très faible et ne peut donc participer valablement à leur destruction. Sinon, l’HCL peut avoir une certaine action mais seulement dans des cas particuliers bien précis tels que : dissolution de carbonate utilisé comme colmatant ou alourdissant, ou à l’état de dépôt dans le puits. . Avantages : L’acide chlorhydrique possède plusieurs avantages dans son application : Faible coûts et disponibilité Facilement inhibé pour éviter l’attaque des tubulaires Pouvoir contrôler la tension superficielle pour aider à : Pénétration, Propriétés de mouillabilité, facilité de dégorgement, Réduction des pertes de charge par friction, Peut être émulsionné pour avoir une vitesse de réaction lente, Facilite les propriétés de desémulsification pour un dégorgement rapide, Aider le déplacement facile des produits de réaction solubles dans l’eau. L’acide HCl est reconnu comme étant le meilleur acide pour la plus part des applications. Cependant il possède des limitations compte tenu de sa vitesse de réaction dans certaines formations, il est important d’optimiser sa concentration et le temps de pompage. Par ailleurs, cette dernière dicte le choix des additifs à utiliser. Certains sont solubles dans l’acide chlorhydrique et pas dans un acide ayant perdu ces caractéristiques (mort). . REACTIONS SECONDAIRES L’acide chlorhydrique réagit avec les matières en suspension dans l’huile pour former des substances gélatineuses insolubles désignées par Sludge, ou entrainer la formation d’émulsions néfastes à la productivité des puits. b- ACIDE FLUORHYDRIQUE – HF Le difluorure d'ammonium est un composé de formule NH4HF2. Il est produit à partir d'ammoniac et de fluorure d'hydrogène (acide fluorhydrique). C'est un sel blanc à translucide qui peut être utilisé dans la gravure du verre. Par chauffage, il régénère l'acide fluorhydrique, et peut donc être considéré comme une forme commode pour le transport et la manipulation de cet acide. L’acide fluorhydrique est utilisé avec l’acide chlorhydrique pour intensifier la vitesse de réaction du système et solubiliser la formation, particulièrement les grés. En général l’acide fluorhydrique est utilisé comme suit : Toujours pompé comme un mélange HCl-HF, acidification matricielle des formations gréseuses, solubiliser les fines qui ne sont pas solubles dans l’HCl, ses concentrations varient de 1.5% à 6 %, 1 gallon de HCl 12%-HF 3% peut dissoudre 0,217 Lb de grés. . Action sur la matrice : Elle est certaine, tant sur le quartz (modéré) que sur les argiles (importante) et les carbonates (très grande). Les réactions sont les suivantes. Quartz: 4 HF + SiO2 SiF4 + 2H2O Avec HF en excès : SiF4 +2HF H2SiF6 Cet acide fluorosilicique peut réagir à son tour, nous le verrons bientôt. Argiles: Al2SiO10 (OH) 2 + 36 HF 4 H2 SiF2 + 12 H2O + 2 H3AlF6 (Bentonite) Carbonate : 2HF+ CaCO3 CaF2 +CO2 + H2O . Action sur l’endommagement : La surconcentration de particules solides, en particulier argileuses, ayant filtré aux abords du puits fait spécialement l’objet de l’action du HF qui à même de les dissoudre de façon conséquente. C’est son utilisation fréquente et très classique. Les formulations usuelles du Mud Acid sont : HCl 12 % - HF 3% : Regular Mud Acid. HCl 10 % -HF 2% : medium Mud Acid. HCl 6 % - HF 1.5 %: half Strength Mud Acid. . REACTIONS SECONDAIRES : Le but le plus fréquent d’une acidification est l’élimination d’un colmatage aux abords des puits. Il serait faux d’en conclure que l’injection d’un acide dans une formation sédimentaire entraîne toujours une amélioration de la production. Bien au contraire, injecter un acide sans précaution et sans étude préalable peut provoquer un endommagement beaucoup plus important que celui que l’on cherche à éliminer ; cet endommagement représente les produits de réactions secondaires de l’acide. Il existe principalement : 2.1- Précipitation de CaF2 (Fluorure de Calcium) : Le CaF2 se produit après réaction de l’HF sur la matrice qui contient un pourcentage de calcite. Il est considéré comme le principal responsable du colmatage après acidification quand une quantité d’acide reste dans la formation. Mais la présence de l’HC empêche un tel précipité de se former, en maintenant un pH acide. 2.2. Précipitations des fluorosilicates : La réaction primaire de l’HF sur la silice 4 HF + SiO2 SiF4 + 2 H2O SiF4 + 2 HF H2SiF6 Engendrant de l’acide fluorosilicique, qui peut s’ioniser en 2H+ et SiF6 - L’ion H+ contribue à la réaction globale de l’acide sur la roche. L’ion hexaflurosilicate réagit avec des cations présents dans le réservoir tels que : Calcium, Ammonium, sodium, Potassium. 2.2.1. Hexafluorosilicate de calcium : Ca+2 + SiF6-2 CaSiF6 Ce sel est soluble dans l’eau et dans l’acide, il ne pose pas de problème 2.2.2. Hexafluorosilicate d’ammonium : 2NH4+1 + SiF6-2 (NH4)2 SiF6 Ce gel est aussi soluble dans l’eau et dans l’acide et est totalement éliminé au cours du dégorgement, la présence de l’ion de NH4 est avantageuse car il accroît la solubilité globale des autres produits de réaction. 2.2.3. Hexaflurosilicate de Sodium et Potassium : 2Na+ + SiF6-2 Na2 SiF6 2K+ + SiF6-2 K2 SiF6 SUR LES ENDOMMAGEMENTS SUR LA MATRICE REACTIONS SECONDAIRES STRUCTURE GENERALE D’UN TRAITEMENT SEQUENCES DE POMPAGE Les solutions seront injectées à des pressions inférieures aux pressions de fracturations. EXEMPLE DE RESERVOIRS GRÉSEUX VOLUMES DES SOLUTIONS INJECTÉES EXEMPLE DE RESERVOIRS CARBONATÉS A- PREFLUSH B- SOLUTION PRINCIPALE C- OVERFLUSH D- DÉPLACEMENT Constituants typiques des grès. LES SYSTÈMES D’ACIDIFICATION MATRICIELLE SCHLUMBERGER – HALLIBURTON – BJSP ( Baker Hughes – Byron Jackson ) D’autres types de fluides de concentration d’acide sont utilisés en fonction des conditions des puits et de la nature des endommagements, parmi ceux utilisés, on citera le MSR 10:2, MSR 12:3, MA 6:1.5, ( Mud and silt remover ) etc.… La plupart des volumes de fluides de traitement sont calculés à la base de (1ou 1.5) mètre de rayon de pénétration. FORMULATIONS PARTICULIÈRES LES ADDITIFS Leur emploi correspond à un double objectif : Améliorer l’efficacité de la stimulation Diminuer les effets secondaires néfastes On distingue : - Les inhibiteurs de corrosion Les désémulsifiants Les agents de diversion Les surfactants Les dispersants TECHNOLOGIE DE L’ACIDIFICATION Les équipements utilisés pour une opération d’acidification sont : Unité de Coiled Tubing avec son unité de pompage. Une citerne contenant de l'azote. Une citerne contenant l'eau de traitement. Des citernes contenant les acides de traitement (preflush, solution active et overflush). CALCUL A. CALCUL DU VOLUME D’ACIDE NÉCESSAIRE POUR L’ACIDIFICATION : Le volume d’acide injecté est déterminé par plusieurs méthodes qui ont évolué depuis les premières années d’application de la technique d’acidification jusqu’aujourd’hui. Ces méthodes sont : - Calcul géométrique (il donne un volume d’acide approché) ; - Test ARC au laboratoire (il donne un volume d’acide optimal) ; - La simulation et les logiciels (logiciel STIMCADE) : (donne interactivement des volumes en fonctions de différents paramètres et conditions) 1- Calcul géométrique: C’est la méthode la plus ancienne. Elle est basée sur le calcul du volume du cylindre endommagé autour du puits, ce dernier est estimé par: Vacide = Vcylindre = π (Re2 – rw2).Hu.Φutile Vacide : volume d’acide utilisé pour le traitement principal en (m3) Re : rayon d’endommagement en (m), (déterminé par les essais de puits) ; Hu : hauteur utile du réservoir en (m) ; rw : rayon du puits en (m) ; Φutile : la porosité utile du réservoir (%). 2- Test ARC Acid Response Curve ( courbe de réponse à l’acide ) au laboratoire : Ce test est destiné à optimiser le volume d’acide à injecter dans le puits. Le volume est déterminé à l’échelle d’une carotte du réservoir à acidifier puis ce volume est extrapolé à l’échelle du puits. La procédure consiste à injecter une solution d'acide pour être testés à chaque étape du traitement. Ce test se déroule en trois étapes : Preflush : injection de 350 ml de HCl 7,5 %. Traitement de la matrice : injection de Main-acid (Mud- acid ) (6%HCl-1,5%HF) Overflush : injection de 350 ml de HCl 7,5 %. NB : Durant ces étapes le fluide est introduit dans le sens injection. Le débit est enregistré après chaque 50 ml d’injection Mesure de la perméabilité finale Ka, Sens production, au soltrol (Iso-paraffine C9-11) pour évaluer la restauration de cette dernière ou son amélioration selon le gain de perméabilité obtenu : Gain =Ka/Ki La courbe de l’ARC Ka/Ki en fonction du volume d’acide injecté est ensuite tracée. Soit Vae le volume d’acide injecté à travers l’échantillon lu en abscisse pour un rapport de Ka/Ki = 1.( m3) Soit Vap le volume d’acide qu’il faut injecter dans le puits ( m3 ). Vap est calculé comme suit : Sp : surface à traiter dans le puits = 2ᴨrs.h (m2) . - rs est le rayon de la partie endommagée - h est la hauteur utile du puits. Se : section transversale de l’échantillon.( m2) REMARQUE : Les volumes d’acide pour le preflush et l’overflush sont compris entre 0,3 et 0,5 % du Vap. 2.3 La simulation par logiciel STIMCADE Cette méthode nous donne des résultats efficaces, car le logiciel tient compte de plusieurs paramètres comme : - Le diamètre des perforations en (pouce) - La longueur des perforations en (pouce) - La pression de réservoir en (psi) - La perméabilité moyenne de la zone endommagée en (md) - Le rapport des perméabilités verticale et horizontale : Kv/Kh - La porosité moyenne en (%) - Le gradient de fracturation en (psi/ ft) - Le skin - Le rayon d’endommagement en (pouce) - La densité de perforation en ‘’ Shat par ft ‘’ ( spf ). B- CALCUL DU DÉBIT D’INJECTION Le débit d’acide injecté est calculé par la formule suivante déduite de la loi de Darcy : C- CALCUL DE LA PRESSION MAXIMALE D’INJECTION Il s’agit de la pression d’injection que nous devons appliquer en surface pour que l’acide puisse arriver jusqu’à l’endroit de l’endommagement et traiter la matrice. La pression de traitement en surface est calculée comme suit : Où : PT.fond : la pression de traitement au fond du puits (psi). Phyd : la pression hydrostatique (psi). Ptbg : les pertes de charge dans le tubing (psi) LA FRACTURATION HYDRAULIQUE La fracturation hydraulique est la dislocation ciblée de formations géologiques peu perméables par le moyen de l'injection sous très haute pression d'un fluide destiné à fissurer la roche. Cette fracturation peut être pratiquée à proximité de la surface, ou à grande profondeur (à plus de 1 km, voire à plus de 4 km dans le cas du gaz de schiste), et à partir de puits verticaux, inclinés ou horizontaux. Elle est effectuée en fracturant la roche par une contrainte mécanique à l'aide d'un fluide injecté sous haute pression à partir d'un forage de surface, pour en augmenter porosité. Le fluide peut être de l'eau, une boue ou un fluide technique ( facturation par un acide ) dont la viscosité a été ajustée. Les fractures s'élargissant avec l'injection continue du fluide, elles peuvent alors se propager sur plusieurs centaines de mètres tant que l'apport de fluide est maintenu; la direction que peuvent prendre les fractures est, bien sûr, l'objet d’études préalables, mais est loin d’être entièrement contrôlable. Pour empêcher que le réseau de fractures ne se referme sur lui-même au moment de la chute de pression, le fluide est enrichi (environ 10 %) en agents de soutènement (propants) : des poudres de matériaux durs, principalement grains de sable tamisé et enrobé, ou microbilles de céramique ou aluminium. La fracturation hydraulique consiste à injecter un mélange d’eau (à 95%), de sables (à 4,5%) et d’additifs chimiques (à 0,5%) sous haute pression (de l’ordre de 300bar à 2500m de profondeur) dans des roches peu poreuses et peu perméables afin de les fracturer. La productivité d'un puits fracturé chute assez rapidement avec le temps : un quart des volumes récupérés le sont la première année, la productivité se réduisant à 10 % au bout de cinq ans. La stimulation par fracturation hydraulique a pris une importance sans cesse croissante. Chaque semaine une fracturation est effectuée au Sahara algérien alors que l’acidification est quotidienne. La fracturation constitue un moyen de stimulation de réservoirs peu perméables ou de restauration de puits très colmatés. Elle est considérée comme un exploit si l’index de productivité est multiplié par 2 ou 3. Comparaison de différents puits (Q vs ΔP) L’évolution de la pression au cours d’une fracturation L'opération de fracturation Elle se déroule en plusieurs phases: 1_ le premier substage est un traitement à l'acide, le plus souvent de l'acide chlorhydrique qui sert à rincer le forage de tous les déchets dus à la perforation et à l'explosion. 2_le deuxième stade est l'introduction du slickwater pad, il s'agit d'un mélange de liquide fracturation à base d'eau et d'un agent réducteur de friction. Il doit occuper tout le volume du forage et des failles crées par la perforation. Le slickwater pad va alors créer un réseau de failles autours des fractures. Ce mélange facilite la circulation et l'insertion des propants et résiste plus facilement à la haute pression que l'eau seule, voir ci-dessous. 3_ Le troisième stade est l'introduction de gros volumes d'eau chargée en produits chimiques et surtout en particules très fines, que l'on nomme les propants. Celles-ci ont pour rôle de garder ouvertes les fissures dans la roches, qui sinon se refermeraient étant donné les hauts niveaux de pression à cette profondeur. On utilisait au départ que des sables classiques (type sillicieux), mais de plus en plus les compagnies utilisent de la poussière d'aluminium, de céramique, de bauxite... 4_ Les stades suivants correspondent à l'augmentation progressive de la taille des propants accompagnée d'une réduction du volume d'eau introduit à chaque étape. Les grains fins ont pénétrés le plus loin dans les failles de la roche, et les gros grains maintiennent les « sorties de failles » plus ouvertes. Ils peut y avoir environ 8 substages de ce type 5_Rinçage à l'eau du forage pour éliminer les excès de propants dans le tuyau 6_ Extraction du gaz qui s'échappe des roches Les fluides de fracturation N'importe quel fluide peut être utilisé, allant de l'eau à des gels, des mousses, des gaz azote, du propane, dioxyde de carbone ou même de l'air dans certains cas. Pour les forages horizontaux visant le gaz de schistes, le fluide est préparé in situ, au moyen de camions spéciaux et de réservoirs amenés sur place. Le CERCLE DE MOHR Le cercle de Mohr est une représentation graphique des états de contrainte à deux dimensions, proposée par Christian Otto Mohr en 1882. Dans un graphique où l'axe horizontal représente l'amplitude de la contrainte normale et l'axe vertical représente l'amplitude de la contrainte de cisaillement, le cercle de Mohr est le lieu des états de contrainte en un point P lorsque le plan de coupe tourne autour du point P. Il s'agit d'un cercle centré sur l'axe horizontal dont les intersections avec l'axe horizontal correspondent aux deux contraintes principales au point P. Ce cercle se construit à partir de la connaissance des efforts extérieurs auxquels est soumise la pièce. Il permet de déterminer : les directions principales , ainsi que les contraintes principales σI, σII et σIII ; la direction pour laquelle on a la cission τ maximale, qui est donc la direction de rupture probable (l'orientation du faciès de rupture), ainsi que la valeur de cette contrainte. Critère de rupture Mohr- Coulomb ANNEXE o COILED TUBING : 1. Généralités : Les unités de Coiled Tubing sont des appareils d'intervention sur puits, utilisant un tubing en acier, continu et flexible, de faible diamètre qui est introduit dans un tubing de production sous pression, le tubing est stocké et enroulé sur un touret. A I’ opposé ; d'autres types d'appareils de Workover ou de Snubbing qui utilisent des garnitures de tubings visses, la vitesse de manoeuvre est nettement supérieure avec un appareil de Coiled Tubing (~200 ft/min au lieu de 60 ft/min). Les unités de Coiled Tubing sont auto propulsées et possèdent un système de manœuvre motorisé du touret de tubing et de bâtis de levage. 2. Opérations réalisées au Coiled Tubing: Cette unité peut être utilisée à l’intérieur de la colonne de production pour lesopérations suivantes : Pour le nettoyage de bouchon de sable ou de paraffine ; Pour le démarrage du puits en production ; Pour stimuler la formation (acidification) ; Pour des opérations de cimentation ; Pour des opérations de forage ou de fraisage ; Pour tuer le puits (pompage de la boue lourde) ; Pour perforer des nouvelles zones de production ; Pour poser des bouchons obturateurs gonflables. 3- Avantages de l’utilisation de coiled tubing : Facile à transporter Temps de montage et démontage est réduit Vitesse de manoeuvre élevé Utilisé sur des puits sous pression Circulation en cours de manoeuvre Utilisé pour faire des opérations de logging sur puits horizontaux. 4- Limitation de l’utilisation de coiled tubing : Faible résistance à la traction Facile à endommager à cause de son épaisseur et sa flexibilité Pertes de charge élevées Limitation a la pression maximale Limitation de la durée de vie à cause des forces de flexion La pression différentielle ne doit pas dépasser 1500psi pour ne collapser pas le coiled tubing La combinaison de toutes les forces ci-dessus Risque de corrosion par acidification. 5- Forces appliquées au coiled tubing : Les forces appliquées au coiled tubing durant sa vie de service est : Les contraintes d’écrasement dues à la pression extérieure Les contraintes d’éclatement dues à la pression intérieure Les contraintes de traction qui peuvent causer l’allongement ou la rupture de tubing Les contraintes de compression dans le puits déviés qui peuvent causer leflambage Les contraintes de flexion cycliques entre le touret et la tête d’injection La combinaison de toutes les forces réduit la durée de vie de coiled tubing. Les moments des déformations critiques de tubing durant la manoeuvre sont : Au début déroulement et de l’enroulement du tubing sur le tambour lorsqu’il passe de l’état de courbure à l’état droit et vice de verser au moment de passage du col de cygne à la tête d’injection lorsque le tubing passe de l’état de courbure à l’état droit et vice versa. Un cycle de fatigue pour un coiled tubing est défini comme étant l’ensemble des séquences, de son déroulement sur le tambour, son passage à la descente et repassage à la remontée sur le col de cygne (goose neck). La durée de service d’un coiled tubing set généralement considérée de l’ordre de 80 cycles, sans tenir compte des effets de pression, acidification et du poids. Le calcul du nombre de cycles réalisés par chaque section du coiled tubing doit êtremise à jour afin de déterminer la longueur de la section à couper. 11- Description des équipements d'une unité de Coiled Tubing : Unité de Coiled Tubing POWER PACK / Ensemble de motorisation : Le groupe moteur comprend un moteur diesel qui alimente une double pompe hydraulique. Une partie de la pompe hydraulique fait fonctionner les moteurs de la tête de l’injecteur pendant que l’autre est utilisée pour faire tourner le touret. Le contrôle des opérations du touret et de l’injecteur s’effectue à l’aide de vannes régulant indépendamment la pression hydraulique. Cette unité contient également desaccumulateurs d’huile hydraulique pressurisés par de l’azote pour faire fonctionner le BOP. Tête d'injection : Son rôle est de fournir les efforts nécessaires à la traction et a la poussée du Coiled Tubing dans le puits. Son fonctionnement est hydraulique : deux chaînes sans fin sur lesquelles sont fixes des patins sont montées de part et d'autre du Coiled Tubing qui se déplace au milieu du châssis. Un système de vérins hydrauliques pousse les chaînes et les patins pour qu'ils agrippent le Coiled Tubing. Deux moteurs hydrauliques à deux vitesses et à freinage hydraulique manœuvrent les chaînes. Le stripper logé au bas de l'injecteur assure l‘étanchéité autour du Coiled Tubing. La cellule de l'indicateur de poids, montée sur l'injecteur est reliée au cadran de lecture de l'opérateur, le système de mesure de profondeur est aussi monte sur l'injecteur. Tête de l’injecteur La tête de l’injecteur introduit, remonte ou garde immobile le « Coiled Tubing » dans le puits. La tête de l’injecteur fonctionne en serrant le tubing entre deux blocs constitués de deux doubles chaînes. Les chaînes sont guidées par une série de rouleaux sur lesquels une traction hydraulique est exercée de façon à appliquer une pression suffisante sur le tubing afin d’éviter tout dérapage. Les chaînes et leur système d’entraînement sont montés sur une même armature. Au dessus de la tête de l’injecteur se trouve un guide constitué de rouleaux généralement appelés « gooseneck » qui supportent le « Coiled Tubing » lors de son déplacement d’un axe vertical de la tête de puits vers un axe horizontal du touret et inversement. Touret de Coiled Tubing : C'est une réserve de Coiled Tubing, Ce touret comprend aussi : Un raccord tournant permettant le pompage de fluides à l’intérieur du tubing alors que le tambour du touret est en mouvement ; L'enrouleur qui réalise un bobinage serré et régulier, réduisant la détérioration du tubing. II est piloté automatiquement par le système de commande du touret avec possibilité de reprise de contrôle manuel. Touret de Coiled Tubing Le tubing est enroulé sur lui-même autour d’un touret de la même façon qu’un câble d’une unité de « Wireline ». Le touret, maintenu sur un essieu, tourne par l’intermédiaire d’une chaîne reliant le moteur hydraulique au touret. Le système d’entraînement a deux fonctions. Lors de la descente du tubing dans le puits il agit comme un frein gardant le tubing serré sur le touret et garde en tension le tubing entre le touret et la tête de l’injecteur. Lors de la remontée le touret tourne dans l’autre sens en enroulant le tubing en même temps qu’il sort du puits par la tête de l’injecteur. La tête de l’injecteur étant l’équipement servant à introduire et à remonter le « Coiled Tubing » à l’intérieur et en dehors du trou. Le touret a uniquement besoin d’exercer une petite tension sur le « Coiled Tubing » pour le garder enroulé. Le bout intérieur du « Coiled Tubing » sur le touret est connecté au moyeu par l’intermédiaire d’un raccord tournant étanche. Les fluides peuvent donc être pompés sous pression à partir des lignes de surface en passant par le raccord tournant, puis vers le « Coiled Tubing » lors de la rotation du touret. Poste de commande La cabine contient toutes les commandes et l'instrumentation nécessaire de l'unité à partir d'un unique poste de travail. La cabine est généralement située derrière le touret dans l'alignement de la tête d'injection et donc de la tête de puits, elle est surélevée pour permettre un maximum de visibilité. Strippers : Stuffing Box ou stripper Ils sont conçus pour assurer sous pres sa manoeuvre dans et hors du puits. L‘étanchéité est réalisée par écrasement des garnitures d‘étanchéité de stripper sur le tubing par pression hydraulique contrôlée à partir de la cabine de commande. Les garnitures d’étanchéité sont consommables et peuvent être changé au cours des opérations. Le stripper est fixé par des brides sous la tête d’injection et supporte la plus grande partie du poids de ce dernier. Bloc obturateur de pression étapes d’un traitement à l’acide : tête de puits, elle est surélevée pour permettre un maximum de 4.4 : Stuffing Box ou stripper pression, une étanchéité autour du Coiled T é - BOP « Coiled Tubing »
