SOYEZ LES BIENVENUS

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SOYEZ LES BIENVENUS
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OPTIMISATION DU GAS-LIFT DANS LANNEAU DHUILE
DE HASSI RMEL
Présenté par GUERROUMI NOUREDDINE
Université de Boumerdes
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PLAN DE TRAVAIL

• Introduction
• 2. Présentation de la région
• 3. Théorie sur le phénomène du coning
• 4.Généralité sur le gas-lift
• 5. Analyse du système de production
• 6.Optimisation du gas-lift
• 7. Conclusions et recommandations

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Introduction

• Lexploitation du champ, par déplétion
  naturelle, a fait chuter sa pression de gisement
  dune façon considérable
• La faible épaisseur de réservoir, et la
  proximité des interfaces G/H et E/H par rapport
  à lemplacement des perforations , favorisent le
  phénomène de coning (water coning et gaz coning)
  ce qui diminue considérablement la récupération
  dhuile
• Il est devenu impératif de prévoir un soutirage
  artificiel pour augmenter la récupération du
  champ.
• Vu la disponibilité du gaz en quantité
  suffisante dans la région, le gas-lift est le
  moyen dactivation préféré.
• Cette méthode est basée sur linjection du gaz
  en bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz
  réduit la densité du mélange et la pression de
  fond  ce qui rend le puits apte à produire,
  comme sil était éruptif.

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• Mais cette injection doit se faire dune manière
  optimale, c'est-à-dire, injecter le minimum de
  gaz pour produire le maximum de lhuile, en
  tenant compte de linfluence des principaux
  paramètres du gas-lift.

Objectif de létude
Lobjectif principal de cette étude est de faire
cette optimisation et détudier linfluence des
principaux paramètres en utilisant le logiciel
 PERFORM  pour un ensemble de puits.
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Présentation de la région
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• La structure du champ est un anticlinale de
  pendage (0.56)  ce qui est équivalent à 10 m/Km.

• Le réservoir de HASSI RMEL est constitué de
  trois principaux niveaux réservoirs, gréseux,
  dage triasique dénommé A, B, C, sépares entre
  eux par des argiles.

• Cet anneau dhuile sétend du Nord Est jusquau
  Sud Est sur une distance denviron 65 Km pour une
  largeur moyenne de 4 Km.

8
(No Transcript)
9

• Cette huile a été rencontrée au niveau supérieur
  (niveau A), en contact directe avec laquifère
  sous-jacent et dun large gaz cap sus-jacent.

• Lhuile que renferme cet anneau est légère, de
  densité 0.81 (42API) en contact et en équilibre
  thermodynamique avec le gaz a condensât avec une
  pression de bulle initiale, égale à la pression
  de rosée du gaz, 311kg/cm2.
• Le traitement dhuile produite seffectue à
  partir de 4 centres de traitements (CTH1  CTH2
  CTH3  CTH4) repartis sur le long de lanneau.

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Théorie sur le phénomène du coning

• Réduction de la production dhuile, due à
  leffet de la mobilité.
• Aggravation du phénomène de corrosion avec
  formation des bouchons de sel (leau de formation
  de Hassi Rmel est salée saturée 360 g/l)  ce
  qui nous oblige à procéder au coild tubing et
  dépenser plus dargent.
• Il faut des investissements onéreux pour assurer
  un lift artificiel ( gas-lift , pompage) pour
  alléger la colonne hydrostatique et permettre aux
  fluides de arriver aux séparateurs

plan de travail
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Pour qui il est formation du coning deau il
faut que 
gt

• Si le puits produit avec un débit de production
  inférieur à une valeur de débit dite critique Qoc
  le cône est stable (Régime infra-critique)

Puits
Q0
hp
huile
pF
H
ho
PG
C
A
B
Eau
eau
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• Quand le débit de production est supérieur à la
  valeur du débit critique ,le cône devient
  instable (Régime supercritique) et atteint le
  fond , et le puits commence à produire de leau

Puits
Q0
hp
huile
pF
H
ho
PG
C
A
B
Eau
eau
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• Pour tout développement du réservoir, il est
  important de déterminer le débit critique.
• Des corrélations ont été développées pour la
  détermination de ce dernier.
• Parmi ces corrélations on peut citer
• Corrélation de Meyer, Gardner, et Pirson
• 1 Gas Coning

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2 -Water Coning
3 Gas et Water Coning
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Généralités sur le gas-lift

• Le débit dun puits est fonction 
• de la différence entre la pression disponible ,
  cest à- dire la pression de gisement (Pg) , et
  la contre pression exercée au fond de puits
  (Pf).
• De paramètre prenant en compte la nature du
  réservoir et des fluides en place.
• Dans le cas dun liquide , léquation de
  débit peut se réduire à 
• Q IP ( PG PF)

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• Pour quil y ait production , il faut que la
  pression de fond soit inférieure à la pression de
  gisement . Or la pression de fond nest que la
  contre-pression résultante de lensemble du
  circuit aval.
• PF Phtbg ?Pthbg Phrc ?Pduse ?Pcollecte
  Psep

• Chercher à augmenter le débit du puits revient
  alors a chercher
• Daugmenter la pression PG ou plus couramment
  limiter le déclin de la pression de gisement
• Diminuer la contre pression PF
• Augmenter IP .

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• DIMINUTION DE LA PRESSION DE FOND
• PHtbg est le terme qui contribue le plus à la
  pression de fond,
• Pour que le puits soit naturellement éruptif, il
  faut que cette pression hydrostatique soit
  inférieure à la pression de gisement (Pg ? PHtbg)
  , sinon le puits est non éruptif (Pg lt PHtbg),
  dans ce cas un procédé dactivation sera
  nécessaire.
• La pression hydrostatique PHtbg est fonction
  bien sur de la profondeur du puits, mais aussi de
  la masse volumique moyenne de leffluent produit

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Les méthodes de base de production activée
consistent à diminuer artificiellement ce
terme. Avec les méthodes de pompage, ou lon
vient mettre une pompe dans le puits, on diminue
la hauteur du liquide reposant sur la
couche. Avec les méthodes de gas- lift, on vient
injecter du gaz pour diminuer la masse volumique
moyenne de leffluent produit ce qui , en
conséquence ,fait diminuer la pression
hydrostatique.
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PRINCIPE DE GAS-LIFT
Le gas-lift est une technique de production
activée permettent la mise en production dun
puits non ou insuffisamment éruptif , par
diminution de la contre pression hydrostatique
entre le fond et la surface , diminution réalisée
par injection de gaz soit continue,soit
intermittente au bas de la colonne de production.
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LE GAS - LIFT
GAZ
compresseur
HUILE
SEPARATEUR
EAU

PG
EFFLUENT
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UTILISATION OU APPLICATION DU GAS-LIFT

• Mise en production des puits non éruptifs
• Le démarrage des puits éruptif
• Augmentation de la production des puits éruptifs
• Production des puits a eau 
• Décharge des puits injecteurs

LES PRINCIPAUX PARAMETRES DU GAS-LIFT

• Pression en tête de puits (Well Head pressure)
• Pression du gaz injecté
• Profondeur de linjection du gaz
• IP important et effet de skin (high PI and Skin
  effect)

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Avantages du gas-lift

• Le coût initial des équipements du GLS (gas-lift
  simple) est généralement bas.
• Le gas-lift sadapte à tous les profils de
  puits.
• Grâce au gas-lift, de gros volumes de fluide
  peuvent être produits
• Le gas-lift est tout à fait compatible avec de
  hauts GLR

• Le gas-lift est compatible avec la production de
  solides ou de grands volumes deau.
• Utilisation du gaz produit en place

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Incovénients du gas-lift

• Le gas-lift nécessite dimportants
  investissements de surface.
• Le gas-lift a besoin dune alimentation continue
  de gaz
• Le gas-lift est très sensible à la pression en
  tête de puits et peut devenir très peu performant
  quand cette contre pression est élevée.
• Si le gaz est corrosif, il faut soit le traiter,
  soit mettre en place des complétions en aciers
  spéciaux. Ce qui augmente le coût de
  linvestissement

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Analyse du système de production

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• Afin de simplifier ce système, des nœuds
  sont placés pour lier les différents segments,
  pour pouvoir les définir par des équations ou des
  corrélations.
• on utilise, le plus fréquemment, comme
  point nodal, le point Pwf (fond de puits).où la
  sélection du système nous permet de le subdiviser
  en 
• Système de réservoir.
• Système déquipement du puits (tubing, pipe
  ligne).

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ECOULEMENT DANS LE RESERVOIR (inflow équation)
Ecoulement monophasique dans le réservoir, Pwf gt
Pb Léquation de DARCY  
Avec
Ecoulement diphasique dans le réservoir (
équation de VOGEL)  ( Pr lt Pb).
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Combinaison découlement

• lorsque Pwflt Pblt Pr deux types découlement
  peuvent être définit
• Ecoulement monophasique de Pr à Pb
• Ecoulement diphasique de Pb à Pwf

De Pr à Pb   q IP ( Pr Pb)
De Pb à Pwf q qb qvogel
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Ecoulement dans le tubing
Léquation de perte de charge pour un écoulement
polyphasique
pour un écoulement vertical ou incliné , le terme
délévation est le plus important Une équation
plus spécifique à lécoulement vertical
diphasique peut être écrite comme suit 
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Les principales corrélations sont

• Correlation de Poetmann et Carpenter, PC
• Correlation de Fancher et Brown, FB
• Correlation de Hagedorn et Brown, HB
• Correlation de Duns et Ros, DR
• Correlation de Beggs et Brill, BB

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Correlation de Poetmann et Carpenter

• Les conditions dutilisation de cette équation
  sont
• leffet de viscosité est négligeable
• le terme de laccélération est négligeable
• une valeur moyenne pour le facteur de frottement
  le long du tubing.

Ou F le facteur de friction est donné par
avec
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Correlation de Fancher et Brown

• Elle peut donner des bons résultats pour GLR
  moins que 5000scf/bbl et débit moins que
  400bbl/day
• La viscosité et la tension superficielle du
  liquide doivent être négligées
• Le même procédé du calcul que Poettmann et
  Carpenter avec un peu de modification dans la
  détermination du facteur de frottement
• Ils ont présentés leffet de GLR sur le facteur
  de frottement pour 300ltGLRlt1500 scf/bbl et
  1500ltGLRlt3000 scf/bbl.

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Corrélation de Hagedorn et Brown

• leffet des propriétés de liquide (viscosité,
  tension superficielle.. sur la perte de charge .
• Procedure de calcul
• Commençons avec une pression connue P1, supposons
  une valeur P2 et calculons la variation de
  hauteur.
• La masse moleculaire du mélange

• Le debit massique

• La masse volumique du liquide

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• La masse volumique moyenne du gaz

• La viscosité de liquide

• La tension superficielle de liquide

Facteurs pour determiner le Hold-up de liquide

• Le de viscosite liquide

• Le facteur du nombre de viscosité CNL, en
  fonction de NL, determiné a partir de labaque

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• La vitesse superficielle du liquide

• Le nombre de la vitesse superficielle du liquide

• La vitesse superficielle du gaz

• Le nombre de la vitesse superficielle du gaz

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Determination du regime decoulement
Calculer le nombre A
- Si A gt 0.13 on utilise la valeur calculée de
A. Si non A 0.13
Calculer le nombre B
Le nombre du diametre
La correction de facteur du Hlduop
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Determination de HLV/? à partir dune abaque,en
fonction de ?
Le Calcul du second facteur de correction
Introduire cette valeur de ? dans labaque , on
determine ?
Dou
Pour determiner le facteur de frottement , on
calcul le nombre de Reynolds
Determiner la valeur de la regosité relative (?
/d)
Avec ? /d et (NRE)TP on peut determiner le
facteur de frottement de la formule
Ou bien de labaque
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La masse volumique moyenne du mèlange
Calculer
où
Pour p1
Pour p2
On détermine ?H correspondant à ?P P1 P2.
On commence avec p2 et connaissant la profondeur
à P2, on suppose une autre pression et on refait
les mêmes étapes précédentes.
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Optimisation du gas-lift

• Méthodologie de travail
• Assembler le maximum de données du réservoir et
  complétion.
• construire la courbe de lIPR , en utilisant les
  derniers résultats des jaugeages , pour recaler
  le puits en pression de fond dynamique (Pwf), et
  le débit de formation.
• tracer la courbe de loutflow ( TPC).
• construire les courbes de performance du
  gas-lift .

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huit (08) puits sont candidat pour le lifting
avec le gaz, ils représentent presque les mêmes
caractéristiques 1-HRE 202 5-HRE 303 2- HRE
201 6- HRE 304 3- HRE 185 7-HRZ 4 4 HRE
188 8- HRZ 7 Tous les puits ont
approximativement la même profondeur et le même
type de complétion.( injection du gaz dans
lespace annulaire tubing concentrique et
production dans le concentrique) Pr. 195 et 210
kg/cm2 GLRf 93 et 245 m3/m3 Pwf 160 et 195
kg/cm2 Qo 39 et 150 m3/d WC 10 et 51
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• Choix de la corrélation
• le choix de la corrélation ,est basé sur
  levolution de deux parametres
• Lerreur relative PD

• Lerreur relative moyenne , APD

Les principales corrèlations ,utilisées dans le
logiciel PERFORM sont

• Correlation de Poetmann et Carpenter, PC
• Correlation de Fancher et Brown, FB
• Correlation de Hagedorn et Brown, HB
• Correlation de Duns et Ros, DR
• Correlation de Beggs et Brill, BB

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Les résultats de calcul de PD et APD
N puits Lerreur relative , PD () Lerreur relative , PD () Lerreur relative , PD () Lerreur relative , PD () Lerreur relative , PD ()
N nom HB PC FB BB DR
1 HRE 202 7.1 6.4 7.343 11.67 16.87
2 HRE 201 12.72 12.24 16.252 15.54 12.7055
3 HRE 185 3.5 2.95 4.847 4.674 15.78
4 HRE 188 3.03 1.2 3.411 3.44 12.39
5 HRE 303 3.422 3.35 5.611 13.43 19.877
6 HRE 304 2.18 1.75 3.98 17.64 18.97
7 HRZ 4 0.43 3.8 2.35 2.41 11.03
8 HRZ 7 0.047 4.11 3.25 1.21 10.76
somme somme 32.429 35.8 47.044 70.014 118.3825
APD () APD () 4.05 4.475 5.881 8.75 14.79
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Calcul de APD avec les differentes corrélations
HB est la meilleure corrélation , elle présente
le plus faible APD 4.05
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Conclusion

• A partir des résultats obtenus on peut conclure
  que 
• Pour la construction de la courbe
  caractéristique du réservoir (IPR), on utilise
  léquation de Vogel parce quelle répond aux
  conditions de notre réservoir 

• Pour la construction de la courbe caractéristique
  de linstallation (TPC), le calcul des pertes de
  charge verticale (dans la colonne de production)
  sera basé sur la corrélation de Hagedorn Brown

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Exemple de calcul puits HRE 202
les données GLR 157.47m3/m3  fw 16 
?o 0.83 g/cc ?g 0.65 Pb 311 kg/cm2 
Pr 195 kg/cm2  FE 1 Tr 90C .
Twh50C Pwh 53.782 kg/cm2 MD au top des
perforations 2199.0 m Tubing OD 2.875ID
2.44 à MD  1950 m .
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Les courbes de loutflow et inflow ,gradient de
pression pour le puits HRE 202
HRE 202
Le point de fonctionnement pour le puits HRE 202
est q 83.8 (m3/j) Pwf 152,921(kg/cm2)
46
HRE 201
HRE 185
HRE 303
HRE 188
47
HRE 304
HRZ 4
HRZ 7
48
En utilisant logiciel PERFORM, Les points de
fonctionnement (qo , Pwf), pour chaque puits sont
illustrés dans le tableau suivant 
N PUITS débit(qo) Pression(Pwf)
nom m3/j Kgf / cm2
1 HRE 202 83.8 152.921
2 HRE 201 39.5 147.891
3 HRE 185 44 182.33
4 HRE 188 56.5 190.252
5 HRE 303 41.2 185.484
6 HRE 304 60.8 183.107
7 HRZ 4 122.7 188.761
8 HRZ 7 150 168.252
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Les courbes de performance du gas-lift
HRE 201
HRE 202
HRE 188
HRE 185
50
HRE 303
HRE 304
HRZ 7
HRZ 4
51
Les résultats de loptimisation sont illustrés
dans le tableau suivant
Puits GLRtop Qginj Qo Pwfd
m3/m3 m3/j m3/j Kg/cm2
HRE 202 450 34128.92 98.0 144.767
HRE 201 600 33202.45 54.1 129.278
HRE 185 370 47849.964 86.6 169.321
HRE 188 480 45117.37 103.5 172.079
HRE 303 400 42169.55 75.8 177.421
HRE 304 600 38137.1428 75.2 180.193
HRZ 4 400 45659.24 159.4 185.288
HRZ 7 300 42081.83 184.3 160.73
52
Loptimisation qui à été faite ,nous permet
daugmenter la production de la façon
PUITS Qo(avant loptimisation) Qo(après loptimisation) GAIN
m3/j m3/j ?Q(m3/j) ()
HRE 202 83.8 98 14.2 16.94
HRE 201 39.5 54.1 14.6 36.96
HRE 185 44 86.6 42.6 96.81
HRE 188 56.5 103.5 47 83.18
HRE 303 41.2 75.8 34.6 83.98
HRE 304 60.8 75.2 14.4 23.68
HRZ 4 122.7 159.4 36.7 29.91
HRZ 7 150 184.3 34.3 22.86
TOTAL 598.2 598.2 238.4 39.85
53
(No Transcript)
54
PARAMETRES INFLUENCANT SUR LES PUITS EN GAS-LIFT
Influence de la pression en tête 
La pression en tête a beaucoup dincidences sur
la production des hydrocarbures ,laugmentation
de la pression en tête fait diminuer la
production et augmenter la quantité de gaz
injectée
55
Influence de la pression de gisement 
Loptimisation des puits en gas-lift se fait en
fonction de la pression du réservoir. Le déclin
de la pression de gisement influe sur la
production
56
Calcul prévisionnel de pourcentage deau
Les venues deau jouent un rôle néfaste dans la
production, car elle fait augmenter la densité de
leffluent, donc la colonne de production
salourdit  ce qui nous oblige à injecter une
grande quantité de gaz.
57
Conclusions

• Suite à létude doptimisation faite sur
  lensemble de puits , on conclut que
• Le coning ou déformation de linterface entre
  deux fluides proche dun puits est un phénomène
  très défavorable et délicat a contrôler.
• Le fluide suit un seul type découlement du
  réservoir vers le fond , cest lécoulement
  diphasique suivant la loi de Vogel.
• La corrélation de HAGEDORN BROWN donne les
  meilleurs résultats de calcul des pertes de
  charge dans le tubing , pour les puits de
  lanneau dhuile de Hassi Rmel.

58

1. Loptimisation que nous avons réalisé sur les 8
   puits , nous donne un gain de production de 238.4
   m3/j . Ce qui fait une augmentation de 39.85
   par rapport récupération initiale.
2. Plus la pression en tête est basse , moins il
   faudra du gaz pour produire la même quantité de
   fluide.
3. Lévolution du water cut due a une production
   avec un débit supercritique entraîne une
   diminution nette du rendement du gas-lift.

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Recommandations

• En fin pour un développement efficace de lanneau
  dhuile , des recommandations ont été suggérées
  comme suit 
• Faire une étude sur le positionnement des
  perforations et la hauteur a perforer pour
  retarder larrivé du gaz et de leau.
• Optimiser la pression en tête des puits .
• Faire des tests périodiques sur les puits pour
  mieux connaître le comportement du réservoir.
• Faire un contrôle quotidien de débit et pression
  dinjection .
• Refaire loptimisation après chaque évolution des
  paramètres..

60
Merci pour votre attention .
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OPTIMISATION DU GAS-LIFT DANS LANNEAU DHUILE
DE HASSI RMEL