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RÉPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE Ministère de l'Enseignement Supérieur et de la Recherche Scientifique

Université Kasdi Merbah Ouargla

Faculté des hydrocarbures énergies renouvelables et sciences de la terre et de l’univers

Département de production des hydrocarbures

MEMOIRE Pour l’obtention du Diplôme de Master

Option : Production

Présenté Par :

FELIOUNE Yasser, SALHI Abdelkahar, DADOU Abdelkader

-THEME-

Optimisation du système de production de l’Upside Nord du gisement

de Hassi Messaoud

Soutenu le : 27 / 06 / 2014 devant la commission d'examen

Jury :

Président : DOUAK Mohamed

Examinateurs :

BENSACI Abdelatif

Promoteur : HAMZOUI Louanes

REMERCIEMENTS

Nous remercions, en premier lieu, Allah le tout puissant de nous avoir

donnés la volonté et la patience pour mener à bien ce modeste travail.

Nous aimerions exprimer nos vifs remerciements à notre promoteur

pour son appui, son orientation et ses conseils qui nous ont été très

précieux.

Nous ne saurons oublier de remercier également tout le personnel de la

direction Engineering et Production de Hassi Messaoud.

Enfin, tous nos remerciements vont à nos familles et nos amis qui ont

été nombreux à nous aider et à nous encourager.

Salhi Abdelkahar, Felioune Yasser, Dadou Abdelkader

II

Résumé :

L’optimisation du système de production d’un gisement d’hydrocarbures est basée sur une

approche connue dans l’industrie pétrolière sous le nom de « l’analyse nodale ».

Cette technique permet de prédire l’effet qu’aurait le changement dans une composante du

système sur sa production ainsi que l’amélioration que pourrait apporter une technique

d’activation ou de stimulation pour cette même production.

Dans ce mémoire, nous utilisons cette approche dans le but d’optimiser la production du

réservoir de la zone (Upside Nord) du gisement de Hassi Messaoud.

Les objectifs de notre étude sont les suivants :

− Modéliser le système de production à l’aide du logiciel PIPESIM®.

− Etudier la sensibilité de la performance des puits à différents paramètres.

− Prévoir l’évolution de la production dans le temps.

− Etudier l’effet d’une technique d’activation, en l’occurrence le gas lift, sur la

production, actuellement et aussi dans l’avenir.

Mots clés : optimisation, modélisation, analyse nodale, Upside Nord Hassi-Messaoud, Gas Lift,

PIPESIM, réservoir complexe.

III

Abstract:

Optimization of the production system of a hydrocarbon reservoir is based on an approach

known in the oil industry as the "nodal analysis".

This technique allows to predict the effect that the change in a component of the system on its

production and the improvement that could provide technical activation or stimulation for the

same production.

In this paper, we use this approach in order to optimize the reservoir production zone (Upside

North) of Hassi Messaoud.

− Modeling production system using PIPESIM ® software.

− Study performance sensitivity to different parameters of the wells.

− Provide for the development of production over time.

− To investigate the effect of an activation technique, namely the gas lift, production, now

and in the future.

Keywords: Optimization, modelesation, nodal analysis, gas lift, PIPESIM, Upside Nord, tight

reservoir.

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III

Table des matières Remerciements

Résumé I

Table des Matières III

Liste des figures V

Liste des tableaux VI

Nomenclature IIV

Acronymes Abréviations X

Introduction

01

Chapitre I Contexte géologique

I.1.1 Structure 02

I.1.2 Présence de l’éruptif 02

I.1.3 Volumes en place

03

Chapitre II Analyse nodale

II.1 Introduction 04

II.2. Concept de l’analyse nodale 05

II.3. Procédure d’application de l’analyse nodale 06

II.4. Objectifs de l'analyse nodale 08

II.5. Application de l'analyse nodale 09

II.6. Principales corrélations des pertes de charge

10

Chapitre III Performance du réservoir

III.1 Introduction 11

III.2. Les équations de performance d’un puits 11

III.2.1 Ecoulement linéaire 12

III.2.2 Ecoulement radial 13

III.2.2.1 Application de la loi de Darcy pour un écoulement radial 14

III.2.3. Notion de l’indice de productivité 15

III.3. Types des IPR dans les puits verticaux d'huile 16

IV

III.3.1. Méthode de Vogel 17

III.4 Prédiction des futures IPR pour les puits d'huile 18

III.4.1 Méthode de Standing 18

III.4.2 Méthode de Fetkovich 19

III.4.3 Combinaison des méthodes de Vogel et de Fetkovich

19

Chapitre IV Modélisation et optimisation du système de production

IV.2.1. Modèle réservoir 21

IV.2.2. Données des essais de puits 22

IV.2.3. Données PVT 25

IV.2.4. Complétion des puits 25

IV.2.5. Choix de la corrélation de l’écoulement vertical 26

IV.4.1. Etude du déclin de la production 30

IV.4.2. Optimisation du gas lift 32

IV.4.3. Optimisation du diamètre du tubing 36

Conclusions 38

Recommandations 39

Bibliographie

Annexes

V

Liste des Figures

Fig. II.1 : Perte de charge possible dans un système de production 05

Fig. II.2 : Les différentes positions des nœuds. 06

Fig. II.3 : point de fonctionnement 08

Fig. III.1 : Ecoulement linéaire 13

Fig. III.2 : Ecoulement radial. 13

Fig. III.3 : Indice de productivité pendant les différents régimes d’écoulement 15

Fig. IV.1. : AOFP des puits de l’Upside Nord 24

Fig. IV.2. : Erreurs relatives moyennes des corrélations des pertes de charge

verticales.

28

Fig. IV.3. Courbes inflow (IPR) et outflow (VLP) du puits OMG832 29

Fig. IV.4 : Déclin de la production du puits OMG20 31

Fig. IV.5 : Courbe de performance du gas lift du puits OMG20 33

Fig. IV.6. : Courbe de performance du gas lift du puits OMG723 34

Fig. IV.6. : Sensibilité de la production du puits OMG832 au changement du

diamètre du tubing

36

Fig. IV.7. Effet du changement du diamètre du tubing sur la production des puits de l’Upside Nord

37

VI

Liste des Tableaux

Tableau II.1. Classification des corrélations des pertes de charge 10

Tableau IV.1. Données des essais de puits 23

Tableau IV.2. AOFP des puits de l’Upside Nord 24

Tableau IV.3. Paramètres PVT des effluents des puits 25

Tableau IV.4. Complétion des puits 25

Tableau IV.5. Erreur relative des différentes corrélations des pertes de charges

verticales

27

Tableau IV.6. Points de fonctionnement des puits déterminés par PIPESIM 29

Tableau IV.7. Comparaison entre les données mesurées et celles calculées par

PIPESIM

30

Tableau IV.8. Evolutions de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG20 et leurs

impacts sur sa production

31

Tableau IV.9. Débits optima et économiques d’injection du gaz. 34

Tableau IV.10. Evolution de la production de l’ensemble des puits de la zone

Upside sans et avec gas lift

35

Tableau IV.10. Evolution de la production de l’ensemble des puits de la zone

Upside sans et avec gas lift

36

VII

Nomenclature

pA

Section du milieu poreux 2ft

A Constante -

0B Facteur volumétrique d’huile bbl/STB

B Coefficient de l'écoulement turbulent -

B Constante -

C facteur de conversion des unités -

tc Compressibilité totale 1/psi

C Coefficient du nombre de viscosité liquide -

d Diamètre du tubing in

D Terme de turbulence de Ramey (1/bpd ou 1/Mscf/d)

tpf Coefficient de friction du mélange (gaz et liquide) -

wf Fraction d'eau -

of Fraction d'huile -

f Coefficient de friction -

df Facteur de drainage sans dimensions -

)(Pf Fonction de pression 33 / mcpstmmd ⋅⋅

FE Efficacité d'écoulement -

GLR Rapport de gaz sur le liquide 33 / ftft

g Accélération 2/ sm

cg Coefficient de conversion -

FRG Gradient de pression due au frottement ftpsi /

STG Gradient statique ftpsi /

h Épaisseur du réservoir ft

Hl Holdup Liquide -

Hg Gaz Holdup -

J Index de productivité Bbl/day.psi

k Perméabilité du milieu poreux md

VIII

moyk Perméabilité équivalente, horizontal/vertical md

hk Perméabilité horizontale du réservoir md

vk Perméabilité verticale du réservoir md

L Longueur horizontale du drain ft

ReN Nombre de Reynolds -

lN Nombre de viscosité du liquide -

lvN Nombre de vitesse superficielle du liquide -

gvN Nombre de vitesse superficielle du gaz -

dN Nombre de diamètre -

ρN Rapport de densité gaz-liquide. -

rP_

Pression moyenne du réservoir Psi

wfP Pression de fond dynamique Psi

whP Pression de tête de puits Psi

bP Pression de bulle Psi

q Débit de production Bbl/day

( )max0q Débit maximal Bbl/day

bq Débit à la pression de bulle Bbl/day

wr Rayon du puits ft

er Rayon de drainage du puits ft

sR GOR de dissolution 33 / mm

S Skin -

s Entropie. kj/kg.deg

t Temps de production Heures

T Température. K

T Température moyenne °K

'U Energie initiale. J

v Vitesse apparente du fluide sft /

v

V

Vitesse

Volume spécifique.

sm/

Lbft /3

IX

sv Vitesse de glissement sec/ft

slv Vitesse spécifique du liquide sec/ft

sgv Vitesse spécifique du gaz sec/ft

'sW Travail subi par le fluide de l'entourage. J

z Elévation m

rP_

Pression moyenne du réservoir Psi

∂ Diamètre de la duse in

µ Viscosité du milieu Cp

dxdP Gradient de pression dans le sens d’écoulement Psi/ft

0ρ Masse volumique d'huile 3/ ftLb

β Coefficient de vitesse 1−ft

φ Porosité du réservoir -

gµ Viscosité de gaz Cp

Lλ Holdup liquide de non glissement -

gλ Holdup gaz de non glissement -

γ Coefficient de glissement -

θ Angle °

fρ Masse volumique du mélange 3/ ftLb

mρ Masse spécifique moyenne du mélange 3/ ftLb

∆ Différence -

wµ Viscosité de l'eau Cp

σ Tension superficielle cmdynes/

φ Facteur de correction du Hold-up -

Ψ Facteur de correction du Hold-up -

ε Rugosité in

fdx

dp

Gradient de friction

-

λ Rapport liquide-mélange -

X

Liste des Acronymes

DST Drilling Stem Test (essais de puits)

IP Indice de Productuvité

IPR Inflow Performance Relationship

SSV Sliding Side Valve

AOFP Absolute Open Flow Potential

PVT Pression Volume Température

GOR Gas Oil Ratio

GLR Gas Liquide Ratio

PLT Production Logging Tool

Introduction

1

Introduction

Le pétrole et le gaz constituent à la fois la première source d’énergie consommée par

l’homme de notre époque et des matières premières indispensables à de nombreuses

industries. La demande sur ces deux énergies fossiles n’a pas cessé de croitre et cette tendance

n’est pas sur le point de s’inverser en particulier avec l’émergence de nouvelles puissances

économiques. De ce fait, les pays producteurs sont dans l’obligation d’augmenter leur

production de façon à satisfaire cette demande. Cela nécessite soit la découverte de nouveaux

gisements, ce qui devient de plus en plus difficile et coûteux, soit l’optimisation de la

production des champs déjà découverts. En fait, la production d’un gisement n’est pas liée

seulement à son potentiel naturel mais aussi aux performances du système mis en place pour

l’exploiter.

Actuellement, l'intérêt se déplace vers l'exploration et la production de réservoirs

complexes et non conventionnels. Ces réservoirs ont des volumes plus importants, mais sont

plus difficiles pour la production de pétrole et de gaz. Les réservoirs dit « Tight Reservoir »

ont été définis comme des formations qui ne peuvent être produites à des débits économiques

ou qui ne produisent pas les volumes économiques de pétrole et de gaz sans traitements de

stimulation ou des procédés de récupération assisté ou spéciaux. La partie Upside nord du

champ de Hassi-Messaoud est dotée de ce type de réservoir. Pendant longtemps, cette partie

du champ a été délaissé au profit d’autres zones du champ, qui sont plus facile à produire.

Reste que la demande croissante et la chute générale de la pression du champ, obligent à nous

tourner vers les réservoirs tights, et de proposer le meilleur mode de production et l’optimiser.

xcc

Chapitre

Contexte géologique

I

Chapitre I – Contexte géologique

2

I.1 Présentation de l’Upside Nord :

I.1.1 Structure :

La structure de l’Upside nord représente tout le flanc nord de la mégastructure

de Hassi Messaoud dont les limites restent mal définies. Les principales incertitudes

sont :

• La fermeture structurale n’est pas bien déterminée, les quelques puits situés

sur les bordures ayant révélé des décalages parfois importants entre les

prévisions basées sur les interprétations sismiques et les réalisations (puits

OMH452, OMF84, OMH751).

• Le réseau de failles interprété montre une certaine compartimentation du

réservoir, mais la faible densité des puits ne permet pas d’affirmer ces

constatations.

• La compréhension des régimes de contraintes liées aux failles décrochantes

permettrait de localiser les secteurs à potentiel. Il a été constaté, en se basant

sur les données des puits réalisés, que les structures compressives peuvent être

sujettes à des modifications dégradantes de la matrice. Par contre les structures

distensives (lâches) peuvent représenter de bons emplacements pour de

nouveaux forages.

• Vue l’étendue du secteur, l’investigation des différents trends et

compartiments a été faite par implantation d’un nombre de puits de délinéation

sur les bordures, des puits d’appréciation dans les compartiments vierges ou

traversés par un ou deux puits et des puits de développement au sens strict au

sud dans la « core area ».

I.1.2 Présence de l’éruptif :

Les roches volcaniques appelées communément Eruptif à Hassi Messaoud,

sont très présentes dans l’Upside Nord et constituent une des incertitudes les plus

problématiques. L’éruptif est lié à l’aspect structural, notamment aux vallées

d’érosion incisées à l’Hercynien qui constituent l’espace de dépôt des coulées

volcaniques du Trias. La présence de l’éruptif dans l’Upside signifie une réduction de

l’épaisseur des grès du réservoir étant donné que la discordance hercynienne atteint

les grès cambrien du Ra après avoir décapé tout le Ri. Les tentatives de prédiction de

Chapitre I – Contexte géologique

3

l’extension et de l’épaisseur de ces roches restent très incertaines et sont en relation

avec la précision de la cartographie des vallées hercyniennes et dépendent par

conséquent de la qualité de la sismique et des interprétations avancées.

I.1.3 Volumes en place :

L’incertitude varie énormément en fonction de la nature et de la densité des

données. Si l’interprétation peut être considérée comme assez fiable là où les données

3D existent, elle reste très imprécise dans les secteurs où seule une couverture 2D est

disponible.

Les résultats du dernier puits foré et testé dans le secteur à savoir OMG832

prouvent le potentiel important de l’Upside, sachant que le puits en question a donné

un débit de 19 m3/h au DST avec un IP de 0.22 m3/h/kg/cm² et une pression de

réservoir de 480 Kg/cm² (pression vierge du gisement).

I.2 Problème d’exploitation dans la zone d’étude :

La majorité des puits de l’Upside chutent rapidement en débit une fois

raccordés. Cette diminution est suivie d’une chute de la pression de tête.

• Est-ce la pression de tête diminue d’abord à cause de bouchage (dépôt de

solides) ou bien est-ce que le débit d’huile d’abord chute à cause des mauvais

paramètres pétro-physique (faible perméabilité) de la roche. Il est vrai que la

roche réservoir de l’Upside est compacte ce qui favorise le déclin des puits vus

les faibles valeurs des perméabilités et des index de productivité mesurés.

• Néanmoins, à chaque opération de nettoyage ou de dessalage sur un puits, le

débit et la pression de tête augmentent.

• Les puits de l’Upside nécessitent donc des interventions fréquentes afin de

maintenir le niveau de production désiré.

• Des longs build up sont alors nécessaires pour l’estimation du potentiel de ces

puits.

Analyse nodale

Chapitre xcc

II

Chapitre II – Analyse nodale

4

II.1 Introduction :

L’Analyse nodale est un outil utilisé pour évaluer un système de production

complet (commençant par la pression statique de réservoir et finissant avec le séparateur)

et de prévoir le débit. C'est une technique d'optimisation qui peut être employée pour

analyser des problèmes de production et pour améliorer la performance du puits. Elle est

utilisée intensivement dans les gisements d'huile et de gaz depuis qu'elle a été introduite

par Gilbert dans les années 50. Elle consiste à combiner les possibilités du réservoir de

produire les fluides vers le fond de puits avec la capacité du tubing à acheminer l’effluent

en surface.

L'utilisation pratique des idées de Gilbert était limitée, vue les restrictions des

méthodes disponibles à cette époque pour modéliser les performances des éléments

individuels du système. Plus tard, le choix s’est élargi avec les modèles de calcul

disponibles et l’apparition des ordinateurs qui ont mené à la réapparition des idées de

Gilbert dans les années 80. La nouvelle contribution visant la simulation numérique du

système de production permet d’optimiser la production (avoir un débit désiré). La

méthode d'analyse d’un système de production a été baptisée "analyse nodale" par K. E.

Brown, et cette appellation a été généralement acceptée.

La figure II.1 représente un schéma simplifié de l’écoulement de l’effluent lors de la

production et les différentes pertes de charges qui peuvent avoir lieu dans tout le système

du réservoir jusqu'au séparateur. Il peut être subdivisé comme suit :

1. L’écoulement dans le milieu poreux,

2. La complétion (stimulation, perforation, et gravel pack),

3. L’écoulement dans le tubing vertical ou dirigé (restriction, vanne de

sécurité),

4. L’écoulement en surface dans les réseaux de collecte (duse, pipes, vannes,

etc...).


5

Fig. II.1 : Pertes de charge possibles dans un système de production [1].

II.2. Concept de l’analyse nodale :

Afin de résoudre tous les problèmes du système de production, des nœuds sont placés

dans des parties ou des segments qui sont définis par différentes équations ou

corrélations. La Figure II.2 montre les emplacements des divers nœuds. Ces nœuds sont

classifiés en tant que nœuds fonctionnels quand la différence entre la pression à ce nœud

∆�� = perte dans la formation.

∆��= perte dans la complétion.

∆�� = perte dans les restrictions.

∆��= perte dans la vanne de sécurité.

∆�� = perte dans la duse de surface.

∆� = perte dans le flowline.

∆� = perte dans les réseaux de collecte.

∆�� = perte total dans le tubing.


6

et la pression ou la réponse du débit peut être représentée par une certaine fonction

mathématique ou physique.

Il faut noter que dans le système il y a deux pressions qui ne sont pas fonction du débit

et qui sont : Préservoir et Pséparateur et/ou la pression de tête du puits Pt si le puits est

commandé par la duse. Le choix et le dimensionnement des différentes composantes est

très important, mais en raison de l'interaction entre elles, une modification de la chute de

pression dans l'une peut changer le comportement de la chute de pression dans toutes les

autres. Ainsi nous pouvons optimiser la performance du système de la manière la plus

économique en isolant l'effet de chaque composante sur toute la performance du système.

Fig. II.2 : Les différentes positions des nœuds [1].

1. séparateur 2. duse 3. tête de puits 4. vanne de sécurité 5. restriction 6. fond du puits 7. Perforations 8. Réservoir


7

II.3. Procédure d’application de l’analyse nodale :

L’analyse nodale est appliquée pour analyser les performances des systèmes qui se

composent de plusieurs éléments agissant les uns sur les autres. Le procédé consiste à

choisir un nœud dans le puits et diviser le système au niveau de ce nœud. Les nœuds

utilisés sont montrés sur la figure II.2 Tous les composants en amont du nœud composent

la section Inflow, alors que la section Outflow est composée par tous les éléments en aval

du nœud.

Une relation entre le débit et la chute de pression doit être établie pour chaque élément du

système. Le débit à travers le système est déterminé une fois que les conditions suivantes

sont satisfaites au niveau du nœud :

• Le débit entrant égal à celui sortant.

• Une seule pression peut exister.

Une fois qu’on sélectionne le nœud, la pression à ce dernier est déterminée par :

• Inflow : � �� = �� − ∆�

• Outflow : � �� = �� + ∆� ou � �� = �� + ∆�

La chute de pression dans n’importe quelle composante varie avec le débit q, une

représentation de la pression en fonction du débit produit deux courbes dont l’intersection

donnera un point qui vérifie les deux conditions citées au-dessus ; c’est le point de

fonctionnement du système.

L’effet du changement dans n’importe quelle composante peut être analysé en

recalculant la pression du nœud en fonction du débit en utilisant les nouvelles

caractéristiques de la composante. Si le changement se fait au niveau des composantes

ascendantes, la courbe d’outflow ne change pas.

Avec le changement de l’une des deux courbes, on aura un autre point de

fonctionnement c’est à dire une nouvelle capacité d’écoulement même si les pressions

fixées varient à cause de l’épuisement ou d’un changement des conditions de séparation.


8

La procédure est la suivante :

• Choisir les composants à optimiser,

• Sélectionner l'endroit du nœud qui ressentira l'effet du changement dans le

composant choisi,

• Développer les expressions pour l'inflow et l’outflow,

• Obtenir les données nécessaires pour la construction des IPR,

• Déterminer l'effet du changement des caractéristiques des composants choisis en

traçant l'inflow ou l'outflow.

Fig. II.3 : point de fonctionnement [1].

II.4. Objectifs de l'analyse nodale :

Les objectifs de l'analyse nodale sont :

• Déterminer le débit avec lequel un puits d'huile ou du gaz produira avec la

considération des limitations de la géométrie et de la complétion du puits (d'abord

par déplétion naturelle).

• Déterminer sous quelles conditions d'écoulement (qui peuvent être liées au temps)

un puits cessera de produire.

• Définir le moment opportun pour l'installation d’un mécanisme d’activation

artificielle et aider dans le choix de la méthode d’activation.

• Optimiser le système pour produire avec un débit planifié.


9

• Vérifier chaque composante dans le système de production (déterminer si elle

affecte négativement ou positivement débit de production).

• Permettre l'identification rapide par des manières avec lesquelles la production

peut être améliorée.

II.5. Application de l'analyse nodale :

L'analyse nodale peut être employée pour analyser plusieurs problèmes les puits

d'huile et de gaz. La procédure peut être appliquée pour les puits qui débitent

naturellement et les puits à gaz lift. La procédure peut également être appliquée à

l'analyse des performances des puits injecteurs par la modification appropriée des

expressions de l'inflow et de l'outflow.

L'analyse nodale est souvent utilisée pour l'optimisation des paramètres suivants :

• Diamètre du tubing.

• Pression de tête du puits ou de séparateur.

• L’effet de la complétion.

• Le skin du puits.

II.6. Méthodes de calculs des pertes de charge ;

• En commençant par le réservoir, les pertes de charge sont notées comme suit :

• ∆p1=pr –pwfs : perte de charge dans le milieu poreux.

• ∆p2= pwfs – pwf : perte de charge à travers la complétion.

• ∆p3= pUR – pDR : perte de charge à travers la restriction.

• ∆p4= pUSV – pDSV : perte de charge à travers la SSV.

• ∆p5= pwh – pDSC : perte de charge à travers la duse.

• ∆p7= pDSC – psep : perte de charge à travers le tubing.

• ∆p6= pDSC – psep : perte de charge à travers le réseau de collecte.


10

II.7. Principales corrélations des pertes de charge :

Les corrélations utilisées pour estimer les pertes de charges peuvent être classées en trois

catégories :

• Catégorie ‘’a’’ : Elles ne prennent en considération ni le glissement ni le régime

d’écoulement.

• Catégorie ‘’b’’ : Elles prennent en compte le glissement mais pas le régime

d’écoulement.

• Catégorie ‘’c’’ : Elles tiennent compte du glissement ainsi que du régime

d’écoulement.

Le tableau suivant donne les corrélations permettant le calcul des pertes de charges dans

les écoulements verticaux et les catégories auxquelles elles appartiennent.

Tableau II.1. Classification des corrélations des pertes de charge.

Méthode Catégories

Poettmann and Carpenter a

Baxendell and Thomas a

Fancher and Brown a

Hagedorn and Brown b

Gray b

Asheim b

Duns and Ros c

Orkiszewski c

Aziz et al. c

Chierici et al. c

Beggs and Brill c

Mukherjee and Brill c

xcc

Chapitre

Performance du réservoir

III

Chapitre III – Performance du réservoir

11

III.1 Introduction :

L’un des composants les plus importants du système de production est le

réservoir. C’est une formation du sous-sol, poreuse et perméable, renfermant une

accumulation naturelle, individuelle et séparée d’hydrocarbures (huile et/ou gaz),

limitée par une barrière de roche imperméable et souvent par une barrière aquifère, et

qui est caractérisée par un système de pression unique.

L’écoulement vers le puits dépend de la chute de pression dans le réservoir

(�� − ��). La relation entre le débit et la chute de pression dans le milieu poreux

peut être très complexe et dépend de plusieurs paramètres, tels que les propriétés de la

roche et celles des fluides, le régime d’écoulement, la saturation de la roche en fluide,

la compressibilité du fluide et le skin.

L’écoulement de fluide du réservoir vers le puits est appelé « inflow

performance » par Gilbert ; et la représentation du débit en fonction de pression de

fond dynamique est appelée « inflow performance relationship » ou IPR qui est défini

comme la relation fonctionnelle entre le débit de production et la pression de fond.

Généralement cette relation est présentée sous une forme graphique, en traçant les

pressions de fond sur l’axe des abscisses et les débits de productions sur l’axe des

ordonnées. La combinaison d’une courbe IPR et d’une courbe reflétant la

performance de la colonne de production (le tubing) identifie le point de

fonctionnement du puits.

III.2. Équations de performance d’un puits :

La loi empirique de l'écoulement de Darcy était la première prolongation des

principes de la dynamique classique des fluides à l'écoulement des fluides dans les

milieux poreux. Une description simple de la loi basée sur l'évidence expérimentale.

La loi de Darcy peut être dérivée de l'équation de Navier- Stokes du mouvement d'un

fluide visqueux.

En 1856, Henry Darcy a proposé une équation reliant la vitesse apparente de

fluide à la chute de pression à travers une filtrante, bien que les expériences ayant été

exécutées avec une direction de l’écoulement verticale seulement de haut en bas,


12

l’expression est également valide pour l’écoulement horizontal, qui est la direction la

plus importante dans l’industrie du pétrole.

Il est également important de noter que Darcy a utilisé un seul fluide, l’eau, et

que le filtre de sable a été complètement saturé d’eau, donc les effets des propriétés ou

de la saturation des fluides ne sont pas pris en considération.

Les filtres de sable de Darcy étaient de section constante, ainsi l’équation ne

tenait pas compte des changements de vitesse avec l’endroit,

L’équation de Darcy s’écrit comme suit

� � − ∙

� � ��. 1�

Où : k : Perméabilité du milieu poreux

u : Vitesse apparente du fluide

µ : Viscosité du milieu

�� : Gradient de pression dans le sens d’écoulement

III.2.1 Ecoulement linéaire :

Pour l’écoulement linéaire à travers une section d’écoulement constante,

l’équation peut être intégrée pour donner la perte de charge à travers une longueur L

(fig. III.1) :

� ∙ �

��

�� − �

� ∙ � ��

�

Si on suppose que k, µ et q sont indépendants de la pression ou bien qu’ils peuvent

être évalués à une pression moyenne, l’équation devient :

� ��

�� − � ∙

∙ � ∙ � ��

�

Par intégration :

�� − �� − � ∙ ∙ � ∙


13

Ou bien :

� � ! ∙ ∙ � ∙ (�� − ��) ∙ (��. 2) Où : C’est un facteur de conversion des unités (où C=1 en unités de Darcy, et

C=1.127 .10-3 pour les unités de champs)

Fig. III.1 : Ecoulement linéaire [2].

III.2.2 Ecoulement radial :

La loi de Darcy peut être utilisée dans le cas d’un écoulement radial. Dans ce

cas la section n’est pas constante, et doit être inclue dans l’intégration de l’équation

(III.1), référant à la fig. III.2. Après son intégration on obtient :

� = 2# ∙ $ ∙ ℎ ∙ ∙ � $ (��. 3)

Fig. III.2 : Ecoulement radial [2].


14

III.2.2.1 Application do la loi de Darcy pour un écoulement radial :

Pour appliquer l’équation de Darcy à l’écoulement de l’huile dans le réservoir, on

suppose que l’huile est légèrement compressible.

Dans le système des unités du champ, l’équation s’écrit comme suite :

�' � 0,00708 ∙ ' ∙ ℎ ∙ ,�- − ��.' ∙ /' ∙ 01 2$-$�3

(��. 4)

Où �': Débit entrant, STB/jour

': Perméabilité effective à l’huile, md

h : Epaisseur du réservoir, ft

�-:Pression àr = r6 , psia

��: Pression dynamique de fond, psia

$-: Rayon de drainage du puits, ft

$� : Rayon du puits, ft

µ: Viscosité de l’huile, cp

/' : Facteur volumétrique de l’huile, bbl/STB.

L’équation (III.5) s’applique pour un état d’équilibre (steady-state)

(�-=constante), et pour un écoulement laminaire d’un puits situé au centre de la zone

de drainage.

Il est utile d’exprimer l’équation (III.4) en terme de pression moyenne de

réservoir��7, et pour le pseudo état d’équilibre (pseudo-state), où l’écoulement stabilisé

(��7 − ��= constant) comme suit :

�' = 0,00708 ∙ ' ∙ ℎ ∙ ,��7 − ��.' ∙ /' ∙ 01 20,472 ∙ $-$�3

(��. 5)

Où �97: La pression moyenne dans la zone de drainage du puits.


15

III.2.3. Notion de l’indice de productivité :

L’indice de productivité est utilisé généralement pour mesurer la capacité d’un

puits de production. Il est défini par le symbole J qui est le rapport entre le débit

entrant au puits et la chute de pression dans le réservoir pour une production de l’huile

sans eau l’indice de productivité est donné par :

: � �'��7 − ��

��. 6) Où �' : le débit de production de l’huile, STB/jour

: : L’indice de productivité, STB/jour/psi

��7 : La pression moyenne de l’aie de drainage (pression statique), psi

�� : La pression de fond, psi.

L’indice de productivité est mesuré généralement pendant un essai de production sur

le puits.

Il est important de noter que l’indice de productivité est une mesure valide du

potentiel de productivité de puits seulement si le puits coule au régime pseudo-steady

state (régime transitoire) comme illustré sur le schéma (Fig.III.3)

Fig. III.3 : Indice de productivité pendant les différents régimes

d’écoulement [2].

D’après l’équation (III.4) et l’équation (III.6), on peut exprimer l’indice de

productivité par :

: = 0,00708 ∙ ' ∙ ℎ' ∙ /' ∙ 01 20,472 ∙ $-$�3

(��. 7)


16

III.3. Types des IPR dans les puits verticaux d'huile :

Si toutes les variables dans les équations d’inflow pouvaient être calculées, les

équations résultantes de l’intégration de la loi de Darcy pourraient être employées

pour construire les IPR.

III.3.1. Méthode de Vogel :

Vogel a rapporté les résultats d’une étude dans laquelle il avait utilisé un modèle

mathématique de réservoir pour construire l’IPR d’un puits d’huile produisant à partir

d’un réservoir saturé. L’étude a traité plusieurs types de réservoir qui ont des valeurs

différentes (caractéristiques d’huile, perméabilités, facteurs de skin et espacements

entre les puits).

Suite à la représentation des courbes IPR adimensionnelles pour les cas

considérés, Vogel est arrivé à la relation suivante entre le débit et la pression

adimensionnelle :

)8.(]2)(8,02,01[max IIIrP

wfP

rPwfP

oqoq −−=

Où �' : Débit entrant (inflow rate) correspondant à�� .

�'�<=�� : Débit entrant (inflow rate) correspondant à une pression

dynamique nulle (�� 0) (AOFP).

��7 : Pression du réservoir.

Vogel a montré que dans la plupart des applications de sa méthode, l’erreur

dans le débit prévu d’inflow est moins de 10%, mais elle peut atteindre 20% pendant

les étapes finales de l’épuisement.

Application de la méthode de Vogel

a.1 Réservoir saturé >9? ≤ >A

)11.(2)(8,02,01max

IIIrP

wfP

rPwfP

oqoq

−−=

a.2 Réservoir sous saturé>9? ≥ >A

Pour pouvoir appliquer la méthode de Vogel pour un réservoir sous saturé, il

faut prendre en considération que la pression d’écoulement au fond du puits peut être


17

supérieure ou inférieur à la pression de bulle. Beggs, en 1991, a précisé cela en

appliquant la méthode de Vogel pour les réservoirs sous saturés.

Cas a.2.1 >CD ≥ >A

Beggs a établi la procédure suivante pour déterminer l'IPR quand la pression

stabilisée de fond est supérieure ou égal à la pression de bulle �� ≥ �E:

1. Calculer J en utilisant les données de test et l’équation :

: � �'��7 − ��

��. 9) 2. Calculer�'E en utilisant l’équation :

�'E = : ∙ (��7 − �E)(��. 10) 3. Générer les IPR en utilisant l’équation :

�� = : ∙ (��7 − �E) + H∙�I�,J K1 − 0,2 ∙ 2�LM�I 3 − 0,8 ∙ 2�LM�I 3�N (��. 11)

Cas a.2.2 >CD ≤ >A

Quand la ��enregistrée de l'essai d'écoulement stabilisé est au-dessous de la

pression de point de bulle�E, suivant les indications du schéma, la procédure

suivante a été proposée pour générer la courbe de l’IPR :

1. Calculer J en utilisant les données de test et l’équation :

: = ��(��7 − �E) + �E1,8 O1 − 0,2 ∙ P��E Q − 0,8 ∙ P��E Q�R

(��. 12)

2. Calculer�'E en utilisant l’équation (III.10)

3. Générer les IPR en utilisant l’équation (III.11) pour(�� ≤ �E)

III.3.2 Méthode de Fetkovich :

Fetkovich a proposé une méthode pour déterminer la performance d'inflow pour

les puits d'huile en utilisant le même type d'équations utilisées pour analyser les puits

de gaz.


18

L'équation utilisée par Fetkovich est la suivante :

�� S ∙ (��7� − �� )T(��. 13) Avec :

�� : Débit de production.

��7 : Pression moyenne du réservoir.

�� : P pression dynamique de fond.

C : coefficient d'écoulement.

n : exposant dépendant des caractéristiques du puits.

La valeur de (n) varie entre 0,568 & 1,00 pour 40 cas de tests analysés par Fetkovich.

III.4 Prédiction des futures IPR pour les puits d'huile :

Puisque la pression du réservoir diminue dans le temps à cause de la déplétion, la

capacité du réservoir à transporter l'huile diminue. Cela, est dû à la diminution de la

fonction de pression UV(�) = WXYZY∙[Y\ car la perméabilité relative à l'huile7' diminue

avec l'augmentation de la saturation en gaz.

III.4.1 Méthode de Standing :

Standing a publié une procédure qui peut être utilisée pour la prédiction de

déclin de la valeur de débit �'(<=�) avec l'augmentation de la saturation de gaz dans

le réservoir à cause de la déplétion.

Standing définit l'indice de productivité de "draw down zéro" comme suit :

:∗ = lim,�LM→�X. : =1,8 ∙ �'(<=�)�7 (��. 14)

Où : �'(<=�) = H∗∙��X�,J Donc les futures IPR peuvent être générées à partir de :

�'b = �'(<=�)b ∙ c1 − 0,2 ∙ d��e − 0,8 ∙ d��be�f(��. 15)

Ou : �'b = H∗g∙�hg�,J ∙ K1 − 0,2 ∙ 2�LM�hi3 − 0,8 ∙ 2�LM�hg3�N


19

La procédure pour générer les futures IPR est la suivante :

1. Calculer �'�<=�� en utilisant les données actuelles du test du puits et

l'équation (III.11)

2. Calculer V,��. et V,��b. en utilisant les propriétés de fluide, les données

de saturation et la perméabilité relative

3. Calculer:∗b , en utilisant l'équation (III.13) ou �'�<=��b par l'équation

(III.15)

4. Générer les futures IPR en utilisant l'équation (III.15).

III.4.2 Méthode de Fetkovich :

La méthode proposée par Fetkovich pour construire les futures IPR consiste à

ajuster le coefficient d'écoulement C dans l'équation (III.16) pour les changements de

la fonction de pressionV,��.. Il a supposé que V,��. est une fonction linéaire de V,��. , et C peut être déterminé a

partir de :

�'b � Sj ∙ d��b��e ∙ (��b� − ��)T(��. 16) III.4.3 Combinaison de la méthode de Vogel et de Fetkovich :

L'expression de et �'(<=�)b peut être exprimée en utilisant l'équation de Fetkovich :

�'(<=�)� = Sj ∙ 2��3T (��. 17) �'(<=�)b = Sj ∙ d��b��e ∙ (��b�)T(��. 18)

En combinant les deux équations (III.17) et (III.18) on obtient :

�'(<=�)b = �'(<=�)� ∙ d��b��e�Tk�

(��. 19) Si on suppose que la valeur de n est égale à 1 on trouve :

�'(<=�)b = �'(<=�)� ∙ 2�hg�hi3l (��. 20)

xcc

Chapitre

Modélisation et optimisation du système de production

IV

Chapitre IV – Modélisation et optimisation du système de production

20

IV. Introduction

Notre objectif dans ce chapitre est de modéliser et d’optimiser le système de production des

puits de la série inférieure du gisement de Hassi Messaoud. Pour cela nous avons utilisé le

logiciel PIPESIM©.

IV.1. Aperçu sur le logiciel d’optimisation (PIPESIM) :

Le PIPESIM (Pipeline Simulator) est un simulateur conçu par Schlumberger afin d’effectuer

les tâches suivantes :

• L’optimisation de l’équipement des puits.

• L’analyse des performances des puits.

• L’analyse des réseaux de puits.

• L’optimisation de la production.

• L’analyse des puits multilatéraux.

Le PIPESIM est un logiciel d'analyse de performance des systèmes de production. Il peut

aider les ingénieurs de production ou de réservoir à prédire l'écoulement et la température

dans les tubings et les pipelines avec exactitude. Les calculs de sensibilité que PIPESIM nous

procure permettent d’optimiser les designs existants et de prédire l'influence des futurs

changements sur les paramètres du système considéré.

En séparant la modélisation de chaque composant du système de production, PIPESIM

permet ainsi à l'utilisateur de vérifier chaque modèle de sous-système. Par le biais de la

fonction matching, PIPESIM s’assure que les calculs sont aussi exacts que possible. Une fois

un modèle du système a été réglé aux vraies données du champ, PIPESIM peut être utilisé

avec confiance pour modeler le système de production, simuler son comportement, et étudier

sa sensibilité aux différents paramètres.

Pour réaliser l’objectif de notre travail qui est d’optimiser la production des puits de l’Upside

Nord, nous avons utilisé les modules suivants :


21

• Well Performance Analysis : Ce module permet de créer les modèles des puits avant

de les intégrer dans le modèle du réseau.

• Network Analysis : Ce module nous offre la possibilité de simuler le comportement de

tout un réseau de puits et d’étudier l’effet des différents paramètres de ce réseau sur la

production de chaque puits.

IV.2. Modélisation des puits :

A l’aide du logiciel Pipesim®, nous modéliserons d’abord l’ensemble des puits de l’Upside

Nord.

La modélisation comporte plusieurs aspects :

1. Le modèle réservoir.

2. Les données PVT.

3. La complétion.

4. Le choix de la corrélation de l’écoulement vertical.

5. Le tracé des courbes inflow et outflow.

IV.2.1. Le modèle réservoir :

Le réservoir de l’Upside Nord est caractérisé par une pression de réservoir initiale égale à la

pression de bulle (Pri = Pb = 311,1 bar). Donc, l’écoulement dans le réservoir est un

écoulement diphasique. De ce fait, l’équation qui doit être utilisée pour calculer les pertes de

charges dans le réservoir est l’équation de Vogel :

])(8,02,01[ 2max

r

wf

r

wfoo P

P

P

PQQ −−=

Pour qu’on puisse tracer les courbes IPR de nos puits, nous devons calculer les débits

maxima (AOFP) que ces puits peuvent délivrer. Pour cela nous devons utiliser les données

des tests qui y ont été effectués.


22

IV.2.2. Les données des essais de puits :

Les mesures de pression et de température dont on dispose étaient réalisées au niveau des

sièges et non pas au niveau des perforations. Donc les valeurs de pression et de température

de fond statiques doivent être corrigées et cela en tenant compte du gradient statique de

pression et de température. Quant à la pression de fond dynamique, on est obligé de corriger

ses mesures en utilisant le gradient statique en raison de l’indisponibilité de mesures du

gradient dynamique.

Pour corriger ces mesures, nous procédons comme suit :

)(×)()( gaugeCôteperfosCôte

stdh

dpgaugefsPperfosfsP −+=

)(×)()( gaugeCôteperfosCôtestdh

dpgaugefdPperfosfdP −+=

)(×)()( gaugeCôteperfosCôtestdh

dTgaugefsTperfosfsT −+=

Où : fsP : Pression de fond statique

fdP : Pression de fond dynamique

fsT : Température de fond statique

stdh

dp)( : Gradient statique de pression

stdh

dT)( : Gradient statique de température


23

Les résultats obtenus sont représentés dans le tableau suivant :

Tableau IV.1. Données des essais de puits

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812

Côte des Mid

Perfos (m) 2151,7 2197 2175,6 2158,5 2196,7 2168,6 2169

Côte de mesure

(m) 1761 2017 1972 1955 2011 2072 2069

Valeurs

mesurées

Pression de tête

dynamique (psi) 520 492 235 1430 2320 490 994

Pression de fond

statique (psi) 3943 4099 4066 4184,4 4159 4277 4277

Pression de fond

dynamique (psi) 1402 1339 994,9 3135 3010 1444 2383

Température de

fond statique

(°F) 162 171 164,6 164,3 164 174,5 172

Gradient

statique Pression (psi/m) 0,9272 1,066 1,602 1,176 1,184 1,1884 0,99

Température

(°F/100m) 1,0345 1,268 8,7552 7,56 16,56 1,2179 2,16

Valeurs

corrigées

Pr de réservoir

(psi) 4305 4290 4392 4424 4379 4392 4376

Température de

fond statique

(°F) 166 173,3 182,4 179,7 194,8 175,7 174,2

Pression de fond

dynamique (psi) 1764,2 1530 1321 3374,3 3229,9 1558,8 2482

Débit de test

(Sm3/J) 35,6 59,2 54,8 254,72 95,68 67 164,1

Diamètre de la

duse (1/64 in) 16 18 24 24 24 20 24


24

A partir de ces résultats, et notamment Pr, Pwf et Qo, nous pourrons tracer les courbes de

performances du réservoir (IPR) pour chaque puits, et cela en se basant sur l’équation de

Vogel, ce qui nous permet de déterminer les débits maxima des puits (AOFP). Ces débits sont

représentés dans le tableau suivant :

Tableau IV.2. AOFP des puits de l’Upside Nord

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812 AOFP (m3/j) 45,4 71,6 61 666,9 229,3 80,9 260,8

L’histogramme ci-dessous représente les valeurs des AOFP de nos puits.

Fig. IV.1. AOFP des puits de l’Upside Nord

A partir de ces résultats nous pouvons constater que :

• Le puits OMG832 a un très bon potentiel

• Les puits OMG723 et OMG812 ont un potentiel moyen

• Les puits OMG20, OMG61, OMG74 et OMG711 ont un faible potentiel.

0

100

200

300

400

500

600

700

AO

FP

(m

3/j

)


25

IV.2.3. Les données PVT :

Pour avoir un modèle fiable représentant avec le maximum d’exactitude l’écoulement dans

nos puits, nous devons intégrer les données PVT des effluents de ces puits. Le modèle utilisé

est le modèle black oil. Les données nécessaires pour créer ce modèle sont résumées dans le

tableau suivant :

Tableau IV.3. Paramètres PVT des effluents des puits

Puits

Densité de

l'huile

GOR

(sm3/sm3)

Densité du

gaz

WOR

(sm3/sm3)

Pression de bulle

(psi)

OMG20 0,85 132 0,693 0 4510

OMG61 0,849 97 0,709 0 4510

OMG74 0,841 103 0,67 0 4510

OMG832 0,845 140 0,67 0 4510

OMG723 0,81 1660 0,67 0 4510

OMG711 0,842 147 0,719 0 4510

OMG812 0,8443 111 0,689 0 4510

IV.2.4. La complétion des puits :

Le modèle de puits à concevoir avec PIPESIM comporte une partie représentant le tubing.

Le tableau ci-dessous résume les données de complétion nécessaires pour créer les modèles de

nos puits.

Tableau IV.4. Complétion des puits

Puits

Côte des mid

perfos (m)

Longueur du

tubing (m)

Diamètre nominal

du tubing (in)

Diamètre intérieur du

tubing (in)

OMG20 2151 ,7 1761 2"7/8 2,441

OMG61 2196,5 2017 2"7/8 2,441

OMG74 2175,6 1972 3"1/2 2,992

OMG832 2158,5 1955 3"1/2 2,992

OMG723 2196,7 2011 3"1/2 2,992

OMG711 2168,6 2072 3"1/2 2,992

OMG812 2168 2069 3"1/2 2,992


26

IV.2.5. Le choix de la corrélation de l’écoulement vertical :

Afin de construire un modèle du puits fiable, nous devons choisir une corrélation

d’écoulement verticale adéquate. Cette corrélation doit être celle qui donne la plus petite

erreur relative par rapport aux données mesurées. PIPESIM nous offre une multitude de

corrélations, parmi lesquelles nous citons :

Corrélation Abréviation

Ansari ANS

Beggs and Brill original BBO

Beggs and Brill revised BBR

Duns and Ros DR

Hagedorn and Brown HBR

Mukherjee and Brill MB

Orkiszewski ORK

Pour choisir la corrélation qui donne les meilleures prédictions des pertes de charge pour nos

puits, nous procéderons comme suit :

1. On fixe le débit du liquide du test et la pression en tête correspondante.

2. On choisit la pression de réservoir (inlet pressure) comme variable à calculer.

3. On sélectionne les corrélations précitées comme corrélations d’écoulement vertical.

4. A partir des courbes générées par ces corrélations, on extrait les valeurs des pressions

de fond dynamiques à la côte de mesure.

5. On calcule les pertes de charge dans le tubing

∆P = Pwf - Pwh

6. On compare ces valeurs aux pressions de fond dynamiques mesurées et cela en

calculant l’erreur relative :

m

cmrelative P

PPE

∆∆−∆=


27

Où :

∆Pm : perte de charge mesurée,

∆Pc: perte de charge calculée.

7. On calcule l’erreur relative moyenne de l’ensemble des puits.

∑=

=N

i

relativerelative N

EE i

1

N : le nombre de puits, dans ce cas, N = 7.

8. La corrélation à choisir sera celle qui donnera la plus petite valeur de l’erreur relative.

Le tableau suivant rassemble les résultats des erreurs relatives obtenus :

N.B : les erreurs relatives sont données en pourcentage (%)

Tableau IV.5. Erreur relative des différentes corrélations des pertes de charges

verticales

ANS BBO BBR DR HBR MB ORK

OMG20 58,84 80,44 66,92 62,38 5,63 55,91 8,10

OMG61 99,55 88,00 74,69 101,09 52,65 93,09 79,11

OMG74 82,82 109,58 3,41 72,70 8,78 14,78 89,57

OMG832 0,44 5,34 7,02 1,12 8,28 6,15 8,38

OMG723 8,24 33,60 30,15 25,00 11,26 41,72 18,75

OMG711 55,42 65,03 51,69 56,40 4,37 57,45 39,47

OMG812 31,99 25,19 20,62 30,73 17,56 24,79 17,71

Erreur relative

Moyenne 48,06 56,64 34,35 49,60 10,28 36,00 34,90


28

L’histogramme ci-dessous illustre les résultats obtenus :

Fig. IV.2. Erreurs relatives moyennes des corrélations de pertes de charge verticales.

D’après l’histogramme ci-dessus, nous constatons que la corrélation de Hagedorn and

Brown donne les estimations des pertes de charges verticales les plus proches des valeurs

mesurées. De ce fait, cette corrélation sera utilisée pour les calculs des pertes de charge dans

le tubing de nos puits.

IV.3. Reproduction des performances actuelles des puits par PIPESIM :

En utilisant l’analyse nodale, nous allons étudier les performances actuelles des puits de

l’Upside Nord et cela dans le but d’identifier les puits qui ont un bon potentiel et aussi de

déterminer le point de fonctionnement de chaque puits (Pwf, Qo). Pour cela nous allons traces

les courbes inflow (IPR) et outflow (VLP) pour chaque puits. A partir de ces courbes, nous

déterminerons les valeurs de l’AOFP (Absolute open flow potential) et des points de

fonctionnement des puits.

0

10

20

30

40

50

60

ANS BBO BBR DR HBR MB ORK

Erreur relative moyenne (%)


29

Résultats du travail :

Prenons l’exemple du puits OMG832. La figure suivante représente les courbes inflow

(IPR) et outflow (VLP) de ce puits.

Fig. IV.3. Courbes inflow (IPR) et outflow (VLP) du puits OMG832

Dans le tableau suivant sont représentées les débits et les pressions de fond dynamique

correspondant aux points de fonctionnement de nos puits.

Tableau IV.6. Points de fonctionnement des puits déterminés par PIPESIM

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812 Qo (m3/J) 35,0 58,0 54,8 246,0 106,0 67,7 165,0

Pwf (psi) 1808,9 1620,3 1106 3334,3 3070,8 1504,2 2463,3

IV.3.1. Comparaison entre les données des tests et celles obtenues par PIPESIM :

Pour s’assurer que les modèles construits représentent les puits avec suffisamment de

précision, nous avons fait une comparaison entre les données des tests et celles obtenues par

simulation. Les résultats sont représentés dans le tableau suivant :

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Inflow (IPR)

Outflow (VLP)

Pw

f (p

si)

Qo (m3/J)


30

Tableau IV.7. Comparaison entre les données mesurées et celles calculées par PIPESIM

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812

Données du test

Débit d'huile (sm3/j) 35,6 59,2 54,8 254,72 95,68 67 164,1

Pwf (psi) 1764,2 1530,38 1321 3374,3 3229,9 1558,8 2482 Données du PIPESIM

Débit d'huile (sm3/j) 35 58 54,8 246 106 67,7 165

Pwf (psi) 1808,9 1620,3 1106 3334,3 3070,8 1504,2 2463,3 Ecart (en %)

Débit d'huile (sm3/j) 1,69 2,03 0,00 3,42 10,79 1,04 0,55

Pwf (psi) 2,53 5,88 16,28 1,19 4,93 3,50 0,75

Nous constatons que, à quelques exceptions près, l’écart entre les données mesurées et les

données obtenues par simulation est inférieur à 5%. Donc, nous en déduisons que les modèles

que nous avons construits représentent les puits de l’Upside Nord avec une précision

satisfaisante.

IV.4. Optimisation de la production :

IV.4.1. Etude du déclin de la production :

Durant la vie du réservoir, le soutirage des hydrocarbures aura pour effet la diminution de

la pression de gisement et l’augmentation du water cut ce qui contribuera à la réduction de la

productivité. Dans cette section nous étudierons l’impact qu’aura le déclin de la pression et

l’augmentation du water cut sur la production des puits de l’Upside Nord.

En se basant sur une étude de réservoir effectué par le département d’études à Hassi

Messaoud, une étude qui nous donne les prévisions de l’évolution de la pression de réservoir,

le GOR et le Water Cut des puits de l’Upside Nord en fonction du temps, nous avons fait une

simulation à l’aide du logiciel PIPESIM qui nous a permis de prédire l’évolution de la

production de ces puits pour les années à venir.

Nous prenons l’exemple du puits OMG20. Les résultats sont représentés dans le tableau

suivant.


31

Tableau IV.8. Evolutions de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG20 et leurs


Année Pr (psia) GOR (m3/m3) Water Cut (%) GLR (m3/m3) Qo (m3/j)

0 4305 132,0 0,0 132,0 35,5

2 3701 97,0 58,2 40,5 4,1

4 3452 90,6 54,0 41,7 2,5

6 3307 86,0 52,2 41,1 1,2

8 3205 83,0 52,0 39,8 0,2

10 3162 81,8 54,0 37,6 0,0

Fig. IV.4 Déclin de la production du puits OMG20

Les tableaux et graphiques concernant les autres puits sont repris dans l’annexe. A partir de ces résultats nous pouvons constater que :

• La production des puits de l’Upside Nord décroitra très rapidement dans les premières

années de l’exploitation.

• Elle deviendra nulle pour la plupart de ces puits au bout de 4 à 6 ans.

Donc, il faut envisager de mettre en place un système d’activation qui fournira de l’énergie

à ces puits et leur permettra de produire le plus longtemps possible et cela, dès le début de

l’exploitation.

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

0 2 4 6 8 10

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Années

d'exploitation


32

Le système d’activation qui s’impose dans notre cas est le gas lift et cela à cause de la

disponibilité du gaz à Hassi Messaoud et la proximité du nouveau centre de traitement de gaz

par rapport à la zone Upside. Le gas lift contribuera à l’amélioration de la production des puits

tant qu’ils sont éruptifs et les aidera à produire quand l’énergie du gisement ne devient plus

suffisante pour les faire débiter.

IV.4.2. Optimisation du gas lift :

A l’aide de la fonction gas lift response du logiciel PIPESIM, nous avons optimisé le débit

d’injection du gaz pour les six puits concernés par l’optimisation du gas lift.

IV.4.2.1. Paramètres du gas lift :

Pression de démarrage (psi) 2176

Pression de fonctionnement (psi) 2176

Température d'injection en surface (°F) 86

Densité du gaz à injecter 0,67

OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG711 OMG812

Profondeur d'injection

maximale possible (m) 1730 1960 1935 1920 2025 2020

Remarque : En raison de la disponibilité du gaz à Hassi Messaoud et cela en quantité et en

pression de surface, l’injection se fait dans le point le plus bas possible (injection sous

packer). Cela est possible grâce à un joint télescopique qui permet au gaz de passer de la

vanne d’injection à l’extrémité basse du tubing. De ce fait, nous ne serons pas obligés

d’optimiser la profondeur d’injection du gaz.

IV.4.2.2. Détermination des débits optima de gaz injecté :

Nous prenons l’exemple du puits OMG20. Le graphe ci-dessous représente le débit d’huile de

ce puits en fonction du débit de gaz injecté.


33

Fig. IV.5 – Courbe de performance du gas lift du puits OMG20

Nous constatons que :

• La courbe ne passe pas par le zéro. Cela revient au fait que le puits est éruptif à l’état

actuel.

• L’augmentation du débit d’injection du gaz génère une augmentation du débit d’huile

jusqu’à ce que celui-ci atteigne une valeur maximale de 41,17 m3/j pour un débit de

gaz égal à 100.000 sm3/j. Toute augmentation du débit de gaz au-delà de cette valeur

provoquera une diminution du débit d’huile.

• La courbe prend une forme aplatie à partir d’une certaine valeur du débit de gaz.

Donc, il sera plus judicieux de choisir un débit de gaz inférieur au débit optimum mais

qui donne un débit d’huile légèrement inférieur au débit maximum. Dans le cas du

puits OMG20, nous choisissons le débit de gaz de 30.000 sm3/j. Ce débit, appelé débit

économique, bien que nettement inférieur au débit optimum, il génère un débit d’huile

de 40,80 sm3/j. Ce débit est inférieur au débit maximum de seulement 0,89%.

De la même manière, nous déterminons les débits optima et économiques de gaz injecté

pour les autres puits.

35

36

37

38

39

40

41

42

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Qo

(m3

/j)

Q g inj (Msm3/j)


34

Tableau IV.9. Débits optima et économiques d’injection du gaz.

Puits Débits optima Débit économiques

OMG20 Débit de gaz (Msm3/j) 100 30

Débit d'huile (sm3/j) 41,17 40,80











Remarque : le puits OMG723 représente un cas particulier comparativement aux autres puits

de l’Upside Nord. Il est caractérisé par un GOR très élevé par rapport à ceux des autres (voir

tableauIV.2). Donc, il ne sera pas utile de le doter du gas lift car toute quantité supplémentaire

de gaz qu’on lui injecte causera une diminution de la production (voir figure IV.6).

Fig. IV.6. Courbe de performance du gas lift du puits OMG723

94

96

98

100

102

104

106

108

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Qo

Qg inj (Msm3/j)


35

IV.4.2.3. Apport du gas lift à la production des puits de la zone Upside :

Tableau IV.10. Evolution de la production de l’ensemble des puits de la zone Upside

sans et avec gas lift

Année Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG711 OMG812 Total

0 Sans GL 35,5 57,9 56,7 263,4 67,7 164,0 749,7

Avec GL 39,1 63,7 59,2 386,8 73,1 201,1 927,5

2 Sans Gas lift 4,1 37,2 41,4 100,1 16,0 123,9 391,2

Avec GL 12,9 47,1 42,6 199,9 51,1 131,2 553,2

4 Sans Gas lift 2,5 29,3 34,9 10,3 6,6 81,3 204,6

Avec GL 12,8 42,9 37,1 99,6 46,6 100,5 379,3

6 Sans Gas lift 1,2 21,4 23,9 0,0 0,5 55,4 132,0

Avec GL 12,5 40,3 34,0 64,3 43,0 82,0 305,8

8 Sans Gas lift 0,2 16,0 0,0 0,0 0,0 0,0 41,2

Avec GL 12,0 39,3 33,4 52,2 41,1 78,6 281,7

10 Sans Gas lift 0,0 14,9 0,0 0,0 0,0 0,0 29,5

Avec GL 11,2 38,7 33,1 45,7 40,5 77,5 261,3

12 Sans Gas lift 0,0 13,5 0,0 0,0 0,0 0,0 27,4

Avec GL 10,6 38,0 32,8 42,6 39,5 75,6 253,0

14 Sans Gas lift 0,0 11,9 0,0 0,0 0,0 0,0 24,6

Avec GL 10,2 37,2 32,2 39,6 37,5 73,4 242,9

16 Sans Gas lift 0,0 11,0 0,0 0,0 0,0 0,0 22,6

Avec GL 9,8 36,7 31,8 37,8 35,9 70,3 233,8

18 Sans Gas lift 0,0 9,9 0,0 0,0 0,0 0,0 20,2

Avec GL 9,5 36,2 31,6 36,6 34,7 67,8 226,7

20 Sans Gas lift 0,0 8,8 0,0 0,0 0,0 0,0 18,4

Avec GL 9,1 35,6 31,2 34,6 33,7 63,2 217,0

A partir du tableau IV.10, nous pouvons constater que le gas lift permet d’améliorer

considérablement la production des puits de l’Upside Nord et cela même lorsque ces puits

sont éruptifs. Il permet aussi à ces puits de produire quand ils deviendront non éruptifs, ce qui

arrivera dans un avenir très proche (de 4 à 8 ans d’exploitation).

Donc, équiper ces puits du gas lift s’avère indispensable pour maintenir la production à un

niveau acceptable.


36

IV.4.3. Optimisation du diamètre du tubing :

Dans cette section, nous allons vérifier si les tubings avec lesquelles sont complétés les puits

de la série inférieure répondront aux performances de ces puits lorsqu’ils produiront à l’aide

du gas lift. Pour cela, nous allons utiliser l’opération nodal analysis du logiciel PIPESIM. Les

tubings que nous étudierons ont pour diamètres nominaux : 2’’3/8, 2’’7/8, 3’’1/2 et 4’’.

Prenons l’exemple du puits OMG723 :

Fig. IV.6. Sensibilité de la production du puits OMG832 au changement du diamètre du

tubing

Les résultats des autres puits sont résumés dans le tableau suivant :

Tableau IV.11. Effet du changement du diamètre du tubing sur la production des puits

de l’Upside Nord

Débit d'huile (m3/j)

Diamètre

nominal (in)

Diamètre

intérieur (in) OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812

2"3/8 1,995 38,59 61,38 57,17 280,18 85,65 68,49 179,56

2"7/8 2,441 39,14 62,68 58,08 345,00 98,52 70,25 192,66

3"1/2 2,992 39,49 63,06 58,71 387,17 106,13 71,54 201,44

4" 3,476 39,68 64,10 59,08 406,26 108,96 72,26 205,61

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0 100 200 300 400 500 600 700

Inflow

D = 2''3/8

D = 7"7/8

D = 3"1/2

D = 4"

Pw

f

Débit d'huile (m3/j)


37

0,00

50,00

100,00

150,00

200,00

250,00

300,00

350,00

400,00

450,00

2"3/8

2"7/8

3"1/2

4"Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Le tableau ci-dessus est représenté sous forme graphique dans la figure suivante :

Fig. IV.7. Effet du changement du diamètre du tubing sur la production des puits de

l’Upside Nord

D’après les résultats de cette analyse, nous pouvons constater que :

• Le changement du diamètre de tubing n’aura pratiquement aucun effet sur le débit des

puits OMG20, OMG61, OMG74 et OMG711. Nous pouvons en déduire que les

tubings de ces puits sont surdimensionnés par rapport à leurs potentiels respectifs.

• Pour les trois autres puits, le changement du diamètre de tubing de 3’’1/2 à 4’’ ne

générera qu’un faible gain en production.

OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812

Conclusions et recommandations

38

Conclusions :

L’étude d’optimisation réalisée sur l’ensemble des puits du gisement de Hassi Messaoud

Upside Nord nous permet de conclure les points suivants :

• Le fluide s’écoulant dans le réservoir est un fluide diphasique. Donc la courbe de

performance du réservoir (IPR) est déterminée à partir de l’équation de Vogel.

• La corrélation de Hagedorn & Brown donne les prédictions des pertes de charges

verticales les plus précises.

• Sans mécanisme d’activation, la production des puits de la zone Upside chutera

rapidement dans les premières années d’exploitation.

• Le gas lift permet d’augmenter la production des puits de la zone Upside tant que

ceux-ci sont éruptifs et de les faire produire quand ils ne le seront plus.

• Le puits OMG723 se caractérise par un GOR très élevé, le gas lift ne pourra pas

améliorer son débit.

• Les débits économiques d’injection du gaz sont :

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG711 OMG812 Débit de gaz injecté (Msm3/j) 30 30 30 100 50 50

• Les diamètres optimums de tubing des puits sont :

Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812 Diamètre

optimum (in) 2"3/8 2"3/8 2"3/8 3"1/2 3"1/2 2"3/8 3"1/2

Conclusions et recommandations

39

Recommandations :

Suite à l’analyse des résultats de notre étude, et dans le but de parvenir à une production

optimale des puits de l’Upside Nord, nous recommandons de :

• Faire un contrôle périodique du débit d’huile et du gas lift pour confirmer les résultats

de l’optimisation.

• Refaire l’optimisation du débit d’injection de gaz au fur et à mesure de l’évolution des

paramètres du réservoir tels que la pression de réservoir, le GOR et le water cut.

• Effectuer périodiquement des opérations de mesures telles que le PLT afin de mettre à

jour la base de données des puits.

• Etudier la faisabilité et la rentabilité des opérations de stimulation telles que la

fracturation hydraulique, l’acidification ou bien une reprise en short radius sur les

puits de la zone Upside Nord.

Bibliographie

[1]. H. Dale Beggs: Production Optimization Using NODAL™ Analysis, OGCI and Petroskills publications, Tulsa, Oklahoma, (2003).

[2]. James P. Brill and Hemanta Mukherjee: Multiphase Flow in Well, Society of Petroleum Engineers Inc., (1999).

[3]. Boyun Guo, William C. Lyons, Ali Ghalambor: Petroleum Production Engineering, Elsevier, (2008).

[4]. William C. Lyons Standard Handbook of Petroleum & Natural Gas Engineering, Gulf Publishing Company, (1996).

[5]. Howard B. Bradley, Petroleum Engineering Handbook, Society of Petroleum Engineers, (1987).

[6]. D. Perrin, M. Caron, G. Gaillot : La production fond, Editions Technip, (1995).

[7]. Christopher Earls Brennen: Fundamentals of Multiphase Flow, California Institute of Technology, (2003).

[8]. Ken Arnold, Maurice Stewart: Surface Production Operations, volume 1, Gulf Publishing Company, (1999).

[9]. Artificial Lift Manual Part 2A, Gas Lift Design, Shell International Petroleum.

[10].Les hydrocarbures à Hassi Messaoud, Sonatrach.

[11].PIPESIM Fundamentals, Training and Exercise Guide, Schlumberger, (2009).

Annexe

Annexe A Résultats de l’étude prévisionnelle de la production des puits de l’Upside Nord avec et sans gas lift :

Année Pr (psia) GOR (m3/m3)

Water Cut (%)

GLR (m3/m3)

Qo (m3/j) Sans Gas Lift

Qo (m3/j) Avec Gas-lift

0 4305 132,0 0,0 132,0 35,5 39,1 2 3701 97,0 58,2 40,5 4,1 12,9 4 3452 90,6 54,0 41,7 2,5 12,8 6 3307 86,0 52,2 41,1 1,2 12,5 8 3205 83,0 52,0 39,8 0,2 12,0

10 3162 81,8 54,0 37,6 0,0 11,2 12 3133 80,2 55,8 35,4 0,0 10,6 14 3104 79,8 57,0 34,3 0,0 10,2 16 3075 78,6 58,0 33,0 0,0 9,8 18 3057 78,0 59,0 32,0 0,0 9,5 20 3040 77,8 60,0 31,1 0,0 9,1

Tableau A-1 Evolutions de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG20 et leurs


Fig. A.1. Déclin de la production du puits OMG20 sans et avec gas lift

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

sans gas-lift

avec gas-lift

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Années

d'exploitation

Annexe

Année Pr (psia) GOR (m3/m3) Water Cut (%) GLR (m3/m3)

Qo (m3/j) Sans GL

Qo (m3/j) Avec GL

0 4290 97 0 97 57,9 63,7 2 3336 86,5 0 86,5 37,2 47,1 4 3104 84 0 84 29,3 42,9 6 2959 81 0 81 21,4 40,3 8 2901 78 0 78 16,0 39,3

10 2869 78 0 78 14,9 38,7 12 2828 78,5 0 78,5 13,5 38,0 14 2785 78,5 0 78,5 11,9 37,2 16 2756 79,6 0 79,6 11,0 36,7 18 2727 80 0 80 9,9 36,2 20 2698 80,6 0 80,6 8,8 35,6

Tab. A-2 Evolutions de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG61 et leurs impacts

sur sa production

Fig. A.2 : Déclin de la production du puits OMG61 avec et sans gas-lift

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Sans gas-lift

Avec gas-lift

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Années

d'exploitation

Annexe


Water Cut (%)

GLR (m3/m3)


Qo (m3/j) Avec Gas Lift

0 4235 103,0 0,0 103,0 56,7 59,2 2 3118 184,0 0,0 184,0 41,4 42,6 4 2756 140,0 0,0 140,0 34,9 37,1 6 2567 100,6 0,0 100,6 23,9 34,0 8 2532 87,8 0,0 87,8 0,0 33,4

10 2516 84,4 0,0 84,4 0,0 33,1 12 2490 86,5 0,0 86,5 0,0 32,8 14 2448 90,0 0,0 90,0 0,0 32,2 16 2422 91,0 0,0 91,0 0,0 31,8 18 2408 91,8 0,0 91,8 0,0 31,6 20 2383 92,2 0,0 92,2 0,0 31,2

Tab. A-3 Evolution de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG61 et son impact sur

sa production

Fig. A.3. Déclin de la production du puits OMG74 avec et sans gas-lift

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Sans gas-lift

Avec gas-lift

Années

d'exploitation

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Annexe


Water Cut (%)

GLR (m3/m3)

Qo (m3/j) sans gas lift

Qo (m3/j) avec gas lift

0 4424 140 0,0 140,0 263,4 386,8 2 3408 88 11,0 78,3 100,1 199,9 4 3163 85,8 35,0 55,8 10,3 99,6 6 2991 81 47,0 42,9 0,0 64,3 8 2912 78,8 51,0 38,6 0,0 52,2

10 2880 78,2 52,0 37,5 0,0 45,7 12 2846 77,8 52,7 36,8 0,0 42,6 14 2814 77,6 53,2 36,3 0,0 39,6 16 2799 77,3 53,9 35,6 0,0 37,8 18 2785 77,1 54,1 35,4 0,0 36,6 20 2770 77 55,0 34,7 0,0 34,6

Tab. A.4 Evolution de Pr, du GOR et du Water Cut du puits OMG74 et son impact sur

sa production


0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

300,0

350,0

400,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

sans gas lift

avec gas lift

Années

d'exploitation

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Annexe

Année Pr (psia) GOR (m3/m3) Water Cut (%) GLR (m3/m3) Qo (m3/j)

0 4380 1660,0 0 1660,0 104,5 2 3278 1694,0 0 1694,0 68,5 4 2886 2165,0 0 2165,0 39,8 6 2648 1741,0 0 1741,0 29,6 8 2712 165,0 0 165,0 25,1

10 2730 123,0 0 123,0 14,6 12 2711 129,5 0 129,5 13,9 14 2680 141,2 0 141,2 12,7 16 2654 136,5 0 136,5 11,6 18 2640 129,5 0 129,5 10,3 20 2625 120,0 0 120,0 9,6


sa production

Fig. A.5. Déclin de la production du puits OMG723

0

20

40

60

80

100

120

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Années

d'exploitation

Annexe


Water Cut (%)

GLR (m3/m3)


Qo (m3/j) Avec Gas Lift

0 4395 147,0 0,0 147,0 67,7 73,1 2 3292 84,0 0,0 84,0 16,0 51,1 4 3046 83,0 0,0 83,0 6,6 46,6 6 2872 80,0 0,1 79,9 0,5 43,0 8 2788 79,0 0,4 78,7 0,0 41,1

10 2776 77,5 1,2 76,6 0,0 40,5 12 2770 77,2 3,5 74,5 0,0 39,5 14 2748 79,0 7,2 73,3 0,0 37,5 16 2727 79,4 10,1 71,4 0,0 35,9 18 2717 79,4 12,4 69,6 0,0 34,7 20 2709 80,0 14,7 68,2 0,0 33,7


sa production


0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Sans gas-lift

Avec gas-lift

Années

d'exploitation

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Annexe


Water Cut (%)

GLR (m3/m3)

Qo (m3/j) sans gas lift

Qo (m3/j) avec gas lift

0 4375 111 0,0 111,00 164,0 201,1 2 3249 310 0,0 310,00 123,9 131,2 4 2886 140 3,8 134,68 81,3 100,5 6 2683 90 7,2 83,52 55,4 82,0 8 2669 86 9,8 77,57 0,0 78,6

10 2669 95 11,0 84,55 0,0 77,5 12 2651 92 11,8 81,14 0,0 75,6 14 2637 85 13,0 73,95 0,0 73,4 16 2640 81 16,4 67,72 0,0 70,3 18 2640 82 18,9 66,50 0,0 67,8 20 2625 83 23,0 63,91 0,0 63,2


sa production


0,0

50,0

100,0

150,0

200,0

250,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

sans gas lift

avec gas lift

Dé

bit

d'h

uil

e (

m3

/j)

Années

d'exploitation

Annexe

Année Puits OMG20 OMG61 OMG74 OMG832 OMG723 OMG711 OMG812 Total

0 Sans Gas lift 35,5 57,9 56,7 263,4 104,5 67,7 164,0 749,7

Avec Gas lift 39,1 63,7 59,2 386,8 104,5 73,1 201,1 927,5

2 Sans Gas lift 4,1 37,2 41,4 100,1 68,5 16,0 123,9 391,2

Avec Gas lift 12,9 47,1 42,6 199,9 68,5 51,1 131,2 553,2

4 Sans Gas lift 2,5 29,3 34,9 10,3 39,8 6,6 81,3 204,6

Avec Gas lift 12,8 42,9 37,1 99,6 39,8 46,6 100,5 379,3

6 Sans Gas lift 1,2 21,4 23,9 0,0 29,6 0,5 55,4 132,0

Avec Gas lift 12,5 40,3 34,0 64,3 29,6 43,0 82,0 305,8

8 Sans Gas lift 0,2 16,0 0,0 0,0 25,1 0,0 0,0 41,2

Avec Gas lift 12,0 39,3 33,4 52,2 25,1 41,1 78,6 281,7

10 Sans Gas lift 0,0 14,9 0,0 0,0 14,6 0,0 0,0 29,5

Avec Gas lift 11,2 38,7 33,1 45,7 14,6 40,5 77,5 261,3

12 Sans Gas lift 0,0 13,5 0,0 0,0 13,9 0,0 0,0 27,4

Avec Gas lift 10,6 38,0 32,8 42,6 13,9 39,5 75,6 253,0

14 Sans Gas lift 0,0 11,9 0,0 0,0 12,7 0,0 0,0 24,6

Avec Gas lift 10,2 37,2 32,2 39,6 12,7 37,5 73,4 242,9

16 Sans Gas lift 0,0 11,0 0,0 0,0 11,6 0,0 0,0 22,6

Avec Gas lift 9,8 36,7 31,8 37,8 11,6 35,9 70,3 233,8

18 Sans Gas lift 0,0 9,9 0,0 0,0 10,3 0,0 0,0 20,2

Avec Gas lift 9,5 36,2 31,6 36,6 10,3 34,7 67,8 226,7

20 Sans Gas lift 0,0 8,8 0,0 0,0 9,6 0,0 0,0 18,4

Avec Gas lift 9,1 35,6 31,2 34,6 9,6 33,7 63,2 217,0

Tab A.8. Evolution de la production de l’ensemble des puits de la série inférieure sans et

avec gas lift

Fig. A.8. Déclin de la production de l’ensemble des puits de l’Upside avec et sans gas-lift

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20

Sans Gas lift

Avec Gas Lift

Déb

it d'

huile

tota

l (m

3/j)

Années d'exploitation

Annexe

Annexe B Courbes de performances du gas lift des puits de l’Upside Nord :

Fig. A.9 – Courbe de performance du gas lift du puits OMG20


35

36

37

38

39

40

41

42

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Qo

(m

3/j

)

Q g inj (Msm3/j)

57,00

58,00

59,00

60,00

61,00

62,00

63,00

64,00

65,00

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Qo

(m

3/j

)

Q g inj (Msm3/j)

Annexe



56

56,5

57

57,5

58

58,5

59

59,5

60

60,5

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Qo

(m3/j)

Q g inj (Msm3/j)

250

260

270

280

290

300

310

320

330

340

350

360

370

380

390

400

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Qo

(m3/j)

Q g inj (Msm3/j)

Annexe



67

68

69

70

71

72

73

74

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Qo

(m

3/j

)

Q g inj (Msm3/j)

160

165

170

175

180

185

190

195

200

205

210

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Qo

(m

3/j

)

Q g inj (Msm3/j)

optimasation de la production upside nord - bu.univ … · conclusions 38 recommandations 39 ... d...

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