B1-0.pdf

PP DIV - 02082_A_F - Rév. 1 03/03/2005
I - FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES..................................................................... 1
1 - Formation des hydrocarbures ......................................................................................................1
2 - Formation du charbon ..................................................................................................................4
II - GISEMENT................................................................................................................................ 5
1 - Formation d'un gisement..............................................................................................................5
2 - Caractéristiques d'un gisement....................................................................................................8
3 - Connaissance d'un gisement .......................................................................................................9
4 - Mécanismes de drainage d'un gisement....................................................................................10
III - FORAGE PÉTROLIER ............................................................................................................ 12
1 - Architecture d'un forage .............................................................................................................12
2 - Trépans ......................................................................................................................................13
3 - Fluide de forage .........................................................................................................................14
4 - Tubage et cimentation................................................................................................................15
5 - Obturateurs de sécurité..............................................................................................................15
6 - Plate-forme de forage (Rig)........................................................................................................16
7 - Cas particulier des forages marins (offshore) ............................................................................17
8 - Forages complexes....................................................................................................................18
IV - ÉQUIPEMENTS D'UN PUITS ................................................................................................. 18
1 - Production naturelle ...................................................................................................................18
2 - Production activée......................................................................................................................19
3 - Tête de puits...............................................................................................................................21
V - INSTALLATIONS DE SURFACE ............................................................................................ 22
1 - Traitement du pétrole brut..........................................................................................................22
2 - Traitement du gaz ......................................................................................................................23
3 - Traitements dans les stations satellites......................................................................................25
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B1
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INFORMATION AMONT
FORMATION - EXPLORATION ET PRODUCTION DES GISEMENTS
Information Amont - Aval - Transport
 2005 ENSPM Formation Industrie - IFP Training
Ce document comporte 26 pages
Ingénieurs en
Sécurité Industrielle

02082_A_F
1
I - FORMATION DES COMBUSTIBLES FOSSILES
Les termes de "combustibles fossiles" font référence aux hydrocarbures – pétrole brut et gaz naturel – ainsi
qu'au charbon.
1 - FORMATION DES HYDROCARBURES
a - Formation du kérogène
La formation des hydrocarbures est l'aboutissement d'un long processus de sédimentation de la
matière organique (plusieurs millions d'années).
Sur notre planète des organismes vivants meurent en permanence. Ces organismes sont composés
pour l'essentiel de carbone, hydrogène, oxygène et azote sous forme de molécules complexes.
À la mort de ces organismes, les molécules complexes se décomposent en molécules plus simples
(CO2 par exemple) qui sont pour la plus grande partie recyclées rapidement par la biosphère.
Toutefois, une faible partie (moins de 1 %) de la matière organique se dépose et est entraînée vers le
fond des mers et océans :
– soit par processus alluvionnaire provenant de l'érosion des continents : charge terrigène
– soit par dépôt de la matière organique provenant des océans eux-mêmes (plancton) :
charge allochimique.
D
PPC
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B
Animaux et
végétaux
Charge térrigène
+ organique
Charge allochimique
+ organique
Couches en
décomposition
1
2
3
Mécanisme de sédimentation
B
B
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2
Les sédiments minéraux en formation contiennent donc une part plus ou moins forte de matière
organique qui s'y trouve piégée.
Dans le sédiment, la quantité d'oxygène libre est faible et rapidement consommée par l'oxydation d'une
partie de la matière organique. On se retrouve donc rapidement dans un milieu dépourvu de O2 libre
appelé milieu anaérobie.
Dans ce milieu, la transformation se fait grâce à l'action des bactéries anaérobies qui utilisent l'oxygène
et l'azote contenus dans les molécules organiques, laissant ainsi le carbone et l'hydrogène qui peuvent
alors se combiner pour former de nouvelles molécules : les hydrocarbures.
Cette première transformation par les bactéries – transformation biochimique – conduit à la formation
d'un composé solide appelé kérogène disséminé sous forme de petits filets dans le sédiment minéral
appelé roche-mère.
À ce stade, des atomes de carbone et d'hydrogène s'unissent afin de former une molécule simple, le
méthane (CH4). Ce gaz qui se forme dans les couches supérieures du sédiment est appelé méthane
biochimique car il est le produit d'une dégradation biochimique.
Matière organique CH4 + H2O
dégradation
biochimique
De plus, les bactéries sont également responsables de la formation d'hydrogène sulfuré (H2S) par
dégradation des sulfates dissous dans l'eau.
b - Formation de l'huile et du gaz
Formation du kérogène
Formation des hydrocarbures
Enfouissement et pyrolyse
Filet de kérogène
Filet d'hydrocarbures
Roche mère
D
PPC
1271
A
Par suite des mouvements très lents de la croûte terrestre, les sédiments s’enfoncent et la température
ainsi que la pression ambiantes augmentent.
Le kérogène va alors subir une dégradation thermique – phénomène de pyrolyse – conduisant à
l’apparition de molécules d'hydrocarbures de plus en plus complexes.
Ce phénomène provoque également une expulsion d’eau et de CO2 plus ou moins importante selon la
quantité initiale d’oxygène.
B
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3
La roche-mère doit être suffisamment imperméable afin que le temps de séjour du kérogène soit
suffisamment long pour que le phénomène de pyrolyse ait lieu.
Les phénomènes conduisant à la transformation du kérogène vont dépendre des conditions de
température et de pression et donc de la profondeur d’enfouissement.
1000
0
2000
3000
4000
0 20 40 60 80
Hydrocarbures générés (%)
KÉROGÈNE
Dégradation thermique
C
Dégradation biochimique O-N —> soustraction
Fenêtre
à
huile
Fenêtre
à
gaz
(méthane biochimique)
Résidu de
carbone
MATIÈRE ORGANIQUE C-H-O-N
H-C
Profondeur
(m)
Huile
Gaz
D
PPC
1272
A
Formation de l’huile et du gaz
– À partir de 1000 m la dégradation thermique prend le pas sur la dégradation biochimique.
– Entre 1000 et 2000 m le kérogène se transforme en huile (pétrole brut) pour l'essentiel,
avec une petite partie de gaz.
– Entre 2000 et 3000 m , le kérogène produit un maximum d’huile. C’est la "fenêtre à huile”.
– Au-delà de 3000 m, la fraction de gaz devient plus forte car le phénomène de pyrolyse est
plus important et conduit à une dégradation de l’huile produite. C’est la “fenêtre à gaz”.
La formation d‘huile (pétrole but) s'accompagne pratiquement toujours de formation de gaz en plus ou
moins grande quantité selon les conditions de la transformation thermique qui s’est produite.
Dans la zone de la “fenêtre à huile”, il peut également y avoir formation d‘hydrogène sulfuré lors de la
dégradation thermique du kérogène. Ce composé peut aussi être obtenu par un phénomène de
réduction des sulfates par les hydrocarbures.
La formation des hydrocarbures à partir du kérogène est un processus extrêmement lent s’étalant sur
des millions d’années.
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De plus, la quantité d’hydrocarbures formés représente une très faible part de la masse totale de
kérogène.
MASSE KÉROGÈNE TERRESTRE`
1016 tonnes
GAZ
HUILE
(pétrole brut) CHARBON
3.1011 tonnes
(0,003% du kérogène)
3.1011 tonnes
1013 tonnes
D
PPC
1273
A
Production des combustibles fossiles à partir du kérogène
2 - FORMATION DU CHARBON
Le charbon est une variété de kérogène formée à partir de végétaux supérieurs (arbres,
fougères, etc.).
L’accumulation importante de ces végétaux dans des conditions anaérobies (zone de grands
marécages) provoque l'apparition d’un kérogène dont la proportion est majoritaire par rapport à la partie
minérale, contrairement à ce qui se passe pour la formation des hydrocarbures.
Lors de la sédimentation, l’élimination des parties volatiles (hydrogène, oxygène et azote) provoquent
une concentration du carbone.
Tourbe (50 % C)
Marécage
Lignite (72 % C)
D
PPC
1274
A
Houille (85 % C)
ENFOUISSEMENT
Anthracite (93 % C)
Formation du charbon
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Le premier stade de la sédimentation conduit à la tourbe. Puis, l’effet de pyrolyse dû à l’enfouissement
conduit progressivement au lignite (70 % de C), à la houille et finalement à l’anthracite (> 90 % de C).
Comme pour les autres kérogènes, la formation du charbon s’accompagne également de formation
d’huile et de gaz (le redouté méthane ou “grisou”).
II - GISEMENT
Pour que les hydrocarbures soient exploitables, il faut que des quantités significatives d’huile ou de gaz soient
accumulées dans des zones de taille limitée.
Ce sont les conditions que l’on trouve dans les gisements.
1 - FORMATION D’UN GISEMENT
Lors de la formation de l’huile et du gaz à partir du kérogène, les gouttelettes d’hydrocarbure sont
disséminées dans la roche-mère et ne pourraient pas être exploitées si des phénomènes de migration
et de concentration ne s’étaient pas produits.
a - Processus de migration
Gouttelettes
d'hydrocarbures
dissiminées
Gouttelettes
d'hydrocarbures
en transit
Pétrole Particules
Roche-mère Roche-réservoir
Migration
D
PPC
1275
A
Migration des hydrocarbures
Quand la pression du gaz formé lors de la pyrolyse du kérogène en profondeur devient suffisante pour
vaincre l’”imperméabilité” de la roche-mère, elle permet une migration des fractions liquide et gazeuse à
travers les pores de la roche-mère.
On dit que les hydrocarbures sont “expulsés” de la roche-mère et subissent une migration primaire.
Ils entament alors une migration secondaire vers le haut en étant transportés, essentiellement, sous
l’effet de la pression de l’eau à travers une roche perméable.
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Lors de leur remontée, les hydrocarbures sont arrêtés par une couche imperméable, se concentrent
dans les pores de la roche perméable et forment une accumulation : la roche s’appelle alors roche-
réservoir.
Couverture
Indice de surface
Migration primaire
Migration secondaire
Couverture
Roche réservoir
Roche-mère
D
PPC
1276
A
1
1
2
2
2
1
Migration des hydrocarbures
b - Formation d'un piège
La migration des hydrocarbures se fait grâce au déplacement de l’eau dans les formations rocheuses.
En effet, les eaux souterraines se trouvent non seulement dans les couches superficielles mais
également en grande profondeur où elles circulent très lentement. Ce sont elles qui en migrant
entraînent les gouttelettes d’hydrocarbures. D
PPC
1076
A
Cristaux de roche
Pétrole contenant
du gaz dissous
ROCHE DE COUVERTURE
EAU
EAU EAU
EAU
ROCHE POREUSE
CONTENANT DU PETROLE
ROCHE POREUSE
CONTENANT DU PÉTROLE
ET DU GAZ DISSOUS
ROCHE POREUSE
CONTENANT DU GAZ
IMPERMÉABLE (ANTICLINAL)
POINT DE FUITE
Représentation microscopique
de roche-réservoir
Formation de gisement dans les roches-réservoirs
B
B
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Le schéma ci-dessus décrit une situation commune et recherchée où le piège constitué par la roche-
réservoir est situé au sommet de plis anticlinaux où alternent roches perméables (roches-réservoirs) et
roches imperméables (roches de couverture).
On trouve également d’autres situations propices à la formation de pièges :
– couche perméable coincée sous des couches imperméables dans un biseau formé par le
déplacement de couches à la faveur d’une faille
Roche imperméable
de couverture
Eau
Piège associé à une faille
Roche réservoir de gaz
Roche réservoir d'huile
D
PPC
1277
A
– lentilles sableuses contenues dans des couches imperméables
– pièges associés à des dômes de sel imperméables
Eau
Piège associé à un dôme de sel
Roche imperméable
de couverture
Dôme de sel
imperméable
Roche réservoir de gaz
Roche réservoir d'huile
D
PPC
1277
B
B
B
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c - Autres situations
– Une roche-réservoir étanche et ancienne peut être prise dans le mouvement des plaques
terrestres et donc subir un enfouissement. De ce fait, le pétrole contenu dans la roche-
réservoir est soumis à une nouvelle pyrolyse par effet de la température augmentant avec la
profondeur. Dans ce cas, l’effet de pyrolyse va produire du gaz et un résidu lourd sous
forme de bitumes.
L’enfouissement d’une roche-réservoir de pétrole peut donc conduire à la formation d’un
gisement essentiellement gazier en général situé plus en profondeur qu’un gisement
pétrolier.
– Si aucune couche imperméable n’arrête la migration des hydrocarbures, ceux-ci
parviennent au niveau du sol. Sous l’effet des bactéries, les hydrocarbures sont dégradés,
perdant leurs fractions volatiles et aboutissent à la formation de bitumes.
Ces gisements de surface sont connus depuis l’Antiquité et ont en particulier servi pour
assurer l’étanchéité des navires en bois ainsi que des bâtiments.
Actuellement, la plus grande accumulation connue au monde est constituée par les sables
bitumineux de l’Athabasca au Canada.
– On trouve également des schistes dits “bitumineux” qui sont en fait constitués de roches
et de kérogène n’ayant pas subi de pyrolyse.
Il s’agit donc plus de combustibles fossiles assimilables à des charbons.
2 - CARACTÉRISTIQUES D’UN GISEMENT
Une roche-réservoir est caractérisée par trois paramètres principaux qui vont déterminer sa potentialité
à produire des hydrocarbures :
– la porosité est le rapport entre le volume des pores et le volume total de la roche.
On s’intéresse particulièrement à la porosité utile, c’est-à-dire l’ensemble des pores
communiquant entre eux et avec l’extérieur.
Les roches-réservoirs ont des porosités très variables en général comprises entre 5 % et
25 %.
– la perméabilité qui caractérise l’aptitude de la roche à laisser s’écouler les hydrocarbures à
travers ses pores. Plus la perméabilité est faible, plus l’écoulement sera difficile.
Il est à noter qu’une faible perméabilité est moins gênante dans un gisement gazier que
dans un gisement d’huile du fait de la plus faible viscosité du gaz
– la saturation qui mesure la nature des fluides occupant les pores de la roche-réservoir.
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Saturation Valeurs types
Se = saturation en eau 10 % < Se < 100 %
Sh = saturation en huile 0 % < Sh < 85 %
Sg = saturation en gaz 0 % < Sg < 90 %
avec Se + Sh + Sg = 100 %
Valeurs types des caractéristiques d’un gisement
3 - CONNAISSANCE D’UN GISEMENT
Afin de déterminer les sites possibles à la formation de gisements, on fait appel à la géologie et à la
géophysique (gravimétrie, magnétométrie, sismique) de façon à rechercher :
– les zones où ont été rassemblées les conditions favorables à la formation d’hydrocarbures
(roches-mères)
– les zones de migration et de piégeage des hydrocarbures ainsi formés.
Si la géologie et la géophysique permettent de déterminer les sites favorables, les techniques actuelles
ne permettent pas de connaître la nature du fluide piégé dans la roche-réservoir (qui est souvent de
l’eau).
Il est donc nécessaire de procéder à des forages d’exploration afin de mieux connaître le
gisement au moyen de :
– diagraphies (mesures continues des caractéristiques : densité, résistivité, nature des
débris, etc., des couches traversées lors du forage)
– carottage qui permet de remonter en surface un échantillon de la roche à étudier
– diagraphies après forage à l’aide d’appareils de mesure descendus dans le puits à
l’extrémité d’un câble (propriétés électriques, radioactives, acoustiques, etc.)
– essais de puits afin de déterminer la pression en fond de puits ainsi que la perméabilité de
la roche-réservoir aux abords du puits. Cet essai permet également par échantillonnage de
déterminer la viscosité du fluide et sa composition.
Ces analyses permettent alors de déterminer la structure du gisement ainsi que les quantités
d’hydrocarbures récupérables et donc de prendre une décision économique quant à l’exploitation du
gisement.
Il faut en moyenne 5 à 6 forages d’exploration pour un puits productif.
Les tailles et réserves récupérables des gisements varient considérablement d’un site à l’autre. Il y a
actuellement dans le monde quelques 30 000 gisements commerciaux dont 400 sont considérés
comme “géants” et contiennent 60 % des réserves.
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B
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4 - MÉCANISMES DE DRAINAGE D’UN GISEMENT
Le drainage est l’ensemble des mécanismes qui provoquent le déplacement des fluides à l’intérieur de
la roche-réservoir vers le puits de forage.
On distingue :
– le drainage naturel d’un puits
– le drainage assisté
a - Mécanisme de drainage naturel (drainage “primaire”)
De façon générale, le taux de récupération pour le gaz est bien supérieur à celui de l’huile du fait de la
compressibilité du gaz et de sa facilité d’écoulement.
En moyenne on obtient les taux de récupération suivants :
– 75 % pour le gaz
– 30 % maximum pour l’huile
La récupération “naturelle” des hydrocarbures à partir de la roche-réservoir met en œuvre plusieurs
mécanismes, principalement :
– expansion monophasique du gaz et de l’huile : ce mécanisme est efficace pour le gaz
par suite de sa compressibilité. Par contre, il l’est peu pour l’huile (quelques pour cent)
– expansion du gaz dissous dans l’huile : quand la pression du gisement baisse, il y a
désorption et expansion du gaz
_ expansion du gaz situé au-dessus du gisement d’huile, le volume d’huile pompé étant
compensé par l’expansion du gaz accumulé en partie supérieure du gisement (gas-cap)
Drainage naturel résultant de la pression
du gaz et de l'eau du gisement
Expansion du gaz
Huile + gaz
vers séparateur
D
MEQ
1640
B
Expansion de la
nappe aquifère
– migration de la nappe aquifère : l'eau de la nappe prend la place de l’huile dans les pores
de la roche-réservoir. Ce mécanisme et assez efficace car la faible viscosité de l’eau facilite
sa pénétration dans les pores de la roche.
B
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11
b - Drainage assisté (“secondaire et tertiaire”)
Afin d’améliorer le taux de récupération de l’huile contenue dans un gisement au-delà de ce qui est
imposé par drainage naturel, on met en œuvre des mécanismes de drainage assisté.
Le drainage assisté se fait par injection d’énergie au moyen de puits annexes situés à proximité des
puits producteurs. Il permet d’augmenter le taux de récupération de l’huile d’environ 10 %.
• Pour les réservoirs de faible volume et de structure adaptée, on utilise les mécanismes suivants
pour améliorer le drainage de la roche-réservoir :
– drainage secondaire : injection d‘eau réalisée dans la nappe aquifère située sous le
gisement d’huile ou injection de gaz au-dessus du gisement : on provoque un drainage
vertical du réservoir
– drainage tertiaire : injection de vapeur d'eau réalisée dans la roche-réservoir en
particulier pour les réservoirs d’huile lourde. Injection de produits chimiques (émulsions
eau/huile/tensioactifs, solutions de polymères dans l’eau)
D
MEQ
1641
A
Drainage secondaire : augmentation de la pression
de l’eau au sein du gisement par injection d’eau
Drainage tertiaire : rendement d’exploitation amélioré
par injection de vapeur ou d’additifs chimiques
Eau Eau
Huile + gaz vers séparateur Huile + gaz vers séparateur
Vapeur Vapeur
Drainage assisté du réservoir
• Pour les réservoirs de grand étendue, on injecte de l’eau et/ou du gaz par des puits injecteurs
situés au centre de carrés constitués par les puits producteurs : on provoque ainsi un drainage
radial du réservoir
: Puits producteur : Puits injecteur
D
PPC
1278
A
Vue de dessus d’un drainage radial de réservoir
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III - FORAGE PÉTROLIER
Le forage constitue l’étape essentielle pour l’installation de puits permettant la récupération des
hydrocarbures contenus dans la roche-réservoir.
La profondeur des forages varie considérablement selon les sites de quelques centaines de mètres à
plusieurs milliers de mètres.
Les premiers forages réalisés ont été effectués à partir de la terre ferme sous forme de puits verticaux.
Depuis lors, les techniques ont considérablement évolué :
– forages marins à plus ou moins grande profondeur (offshore)
– forages dirigés permettant d’atteindre des réservoirs situés sous des zones peu
accessibles
– forages complexes permettant d’améliorer le taux de récupération des hydrocarbures
1 - ARCHITECTURE D’UN FORAGE
Dans la plupart des cas, un forage est composé de trois parties :
– une colonne de surface de quelques centaines de mètres destinée à retenir les terrains de
surface et à protéger la nappe phréatique
– la colonne intermédiaire qui peut atteindre plusieurs milliers de mètres
– finalement la colonne de production située dans la partie pétrolifère et à l’intérieur de
laquelle sera installé le tube de collecte des hydrocarbures.
Diamètre du
forage 24 " Forage en
17" 1/2
Tube
guide
Forage en
12" 1/4
Tubage
13" 3/8
Tubage
9" 5/8
Ciment
Forage en
8" 1/2
Colonne de
surface
(-1000 m)
Colonne de
intermédiaire
(-3500 m)
Colonne de
production
(-5000 m)
Forage en
6 "
D
MEQ
1729
A
Exemple d'architecture d’un forage
B
B
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13
Les premiers forages ont été effectués selon la technique du battage au moyen d’un lourd trépan
suspendu à un câble. Cette technique adaptée aux forages de faible profondeur dans des terrains bien
consolidés est désormais remplacée, sauf exception, par la technique du forage rotatif (rotary drilling).
La technique du forage rotatif consiste à utiliser un trépan disposé à l’extrémité des tiges de forage et
que l’on fait tourner. Le forage se réalise sous l’action combinée du poids sur le trépan (plusieurs
dizaines de tonnes) et de sa rotation (200 tr/min).
2 - TRÉPANS
Les trépans à molettes (ou tricônes) sont constitués de trois molettes dentées en acier très dur.
Un filetage permet de visser le trépan sur la tige de forage.
Les orifices d’injection du fluide de forage sont situés dans l’axe du trépan ou sur les côtés de l’outil
sous forme de jets.
Pour les terrains très durs, on utilise des trépans à tête diamantée d’un prix de revient très élevé (5 fois
le prix d'un trépan classique).
La durée de vie des trépans est fonction des terrains traversés mais est en général d’une centaine
d’heures. Le changement d’un trépan nécessite la remontée de l’ensemble des tiges de forage.
La vitesse de progression d’un forage est également fonction des terrains traversés et est de l’ordre de
quelques mètres par heure.
D
MEQ
1633
A
Exemple de trépans
B
B
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14
3 - FLUIDE DE FORAGE
Afin d‘évacuer tous les débris de roches arrachés par le trépan, on emploie la technique du fluide de
forage (ou de curage) qui consiste à injecter un fluide à l’intérieur des tiges de forage qui remonte
ensuite dans l’espace annulaire entre le trou lui-même et les tiges de forage.
Retour fluide de
forage + débris
Tige de forage
Injection fluide de
forage
Puits
Trépan
D
MEQ
1729
B
Évacuation des débris par le fluide de forage
Le fluide ou boue de forage et constitué d'un mélange d'eau et d'argile (bentonite) à 5/10 %.
Le fluide de forage a des rôles multiples :
– il sert à remonter vers la surface les débris de roche créés par le forage
– il permet un refroidissement du trépan et le nettoyage continu du front de taille
– il empêche les éboulements grâce à la pression du fluide sur les parois du puits
– il retient également les fluides sous pression contenus dans les roches en évitant ainsi leur
intrusion dans le puits
Le débit du fluide de forage est assuré depuis la surface au moyen de pompes à boue d'un débit de 50
à 150 m3/h, nécessaire pour avoir une vitesse suffisante de remontée des boues dans l'espace
annulaire.
La qualité du fluide de forage fait également l'objet d'un contrôle constant de densité et de viscosité.
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4 - TUBAGE ET CIMENTATION
Afin de maintenir le puits en état lors de la production des hydrocarbures, il convient d'effectuer un
tubage réalisé régulièrement au fur et à mesure de l'avancement du forage.
Les tubes sont vissés les uns aux autres et sont descendus dans le puits, celui-ci étant plein de boue
de forage.
Un mélange eau + ciment est ensuite envoyé à l'intérieur des tubes et refoulé dans l'espace annulaire
entre la paroi du puits et le tubage.
Après durcissement du ciment (12 à 24 h), on peut continuer la suite du forage.
Cette opération de cimentation a principalement pour rôle :
– de fixer le tubage aux roches environnantes
– de stabiliser le puits avant poursuite du forage
– d'éviter la corrosion du tubage
– de supporter le tubage qui représente un poids important
– de maintenir les fluides à forte pression contenus dans les roches environnantes
5 - OBTURATEURS DE SÉCURITÉ
Si la pression hydrostatique exercée par le fluide de forage est insuffisante pour maintenir en place les
fluides sous pression contenus dans les roches, il y a un risque de voir apparaître une éruption libre
d'hydrocarbures avec éventuellement inflammation au niveau de la tête de puits.
Pour éviter cet incident on place en tête de puits un ensemble de vannes particulières appelées
obturateurs de sécurité (Blow Out Preventer : BOP) ou blocs d'obturation du puits.
On met en place un jeu de deux ou trois obturateurs dont la fermeture est commandée hydrauliquement
et pouvant supporter des pressions de 200 à 700 bar.
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6 - PLATE-FORME DE FORAGE (RIG)
La plate-forme de forage réunit l'ensemble du matériel permettant le forage d'un puits.
Aire de travail
Table de rotation
Système
d’entraînement de
table de rotation
Tige d’entraînement
Tête d’injection
Palan
Bac à boues
Tiges de forage
Tiges de forage
Pompe d’injection
du liquide de curage
Moteurs diesel
Blocs d’obturation
du puits
Blocs d’obturation
du puits
D
MEQ
1632
A
Plate-forme de forage rotatif
On distingue principalement :
– un derrick permettant le levage et la manœuvre des tiges de forage qui se présentent par
tronçons d'une dizaine de mètres
– un treuil permettant le levage des tiges de forage. Le treuil entraîne un câble passant par
une poulie fixe située au sommet du derrick puis par un palan mobile sur lequel est fixé le
crochet de levage.
La mesure de la tension du câble permet de connaître à tout moment le poids des tiges de
forage suspendues au crochet. Par exemple, pour 1000 m de forage le poids est d'environ
30 tonnes
– une table de rotation (Rotary table) entraînée par moteur permet de faire tourner
l'ensemble tiges et trépan.
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B
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La première tige est toujours une tige de section carrée (Kelly) qui vient s'engager dans un
logement de même section de la table de rotation et provoque ainsi le mouvement de
l'ensemble
– des bassins à boues (trois ou quatre) de capacité unitaire de quelques dizaines de m3
– des pompes à boues, pompes volumétriques pouvant refouler à des pressions de 200 à
350 bar et permettant l'injection du fluide de forage à l'intérieur des tiges de forage
– les obturateurs de sécurité (BOP) situés en tête de puits.
7 - CAS PARTICULIER DES FORAGES MARINS (OFFSHORE)
Les forages marins utilisent les mêmes principes que les forages terrestres avec toutefois des
technologies beaucoup plus complexes.
Jusqu’à 500 m
Plate-forme flottante semi-submersible
Plate-forme fixe Navire de forage
Plus de 1000 m
Jusqu’à
300 m
D
MEQ
1634
A
Installations de forages marins
Selon la profondeur d'eau, les installations de forage sont disposées :
– sur une plate-forme autoélévatrice pour une profondeur jusqu'à 100 mètres environ.
Cette plate-forme repose sur le fond marin au moyen de jambes dont la longueur est
réglable. La plate-forme est située à une vingtaine de mètres au-dessus du niveau de l'eau.
L'avantage de cette plate-forme est qu'elle peut être déplacée
– sur une plate-forme fixe pour une profondeur jusqu'à 300 mètres environ.
Dans ce cas, la plate-forme est fixée au fond marin au moyen de piles en acier. Ce type de
plate-forme est fixe
– sur une plate-forme semi-submersible comportant des flotteurs immergés maintenus au
moyen de lignes d'ancre. Ce type de plate-forme, peu sensible au mouvement de la houle,
peut être installé jusqu'à une profondeur de 500 mètres environ
– pour des profondeurs plus importantes, on utilise des navires de forage maintenus en
place soit par des ancres, soit par des hélices auxiliaires.
B
B
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1-
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8 - FORAGES COMPLEXES
Ces forages démarrent toujours par un puits vertical qui est ensuite dévié afin d'atteindre les roches-
réservoirs (la déviation peut aller jusqu'à l'horizontale).
On fore également des puits multidrains, ou multibranches, permettant d'atteindre plusieurs réservoirs à
partir du même forage.
Puits horizontaux
Puits multidrains
Puits multibranches 3 D
Puits à trajectoires complexes 3 D
D
PPC
1279
A
Forages complexes
IV - ÉQUIPEMENT D'UN PUITS
Les puits productifs sont classifiés en fonction du mécanisme utilisé pour extraire les hydrocarbures
depuis le réservoir jusqu'à la surface : extraction éruptive naturelle ou extraction activée.
• Les puits des réservoirs gaziers produisent naturellement.
• Les puits de pétrole liquide peuvent produire naturellement mais peuvent également nécessiter une
extraction activée afin de maintenir un débit d'huile suffisant.
1 - PRODUCTION NATURELLE
La production naturelle d'un puits ne peut se faire que si la pression dans la roche-réservoir est
supérieure à la pression résultant de la hauteur hydrostatique du puits.
Par exemple pour un brut "moyen" de densité d = 0,860 et une profondeur de puits de 2000 m, la
pression dans la roche-réservoir devra être supérieure à environ 200 bar afin d'assurer une production
naturelle.
De plus, au fur et à mesure que la pression baisse, du gaz dissout dans l'huile se vaporise et forme des
bulles au sein du liquide, ce qui facilite la production naturelle.
Ce phénomène a toutefois ses limites car si la quantité de gaz désorbé devient trop importante, seule la
partie gaz arrive à la surface, la partie huile restant au fond : dans ce cas, il faut avoir recours à la
production activée.
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B
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Tubage du puits
Dispositif d'étanchéité (Packer)
Pression hydrostatique (hauteur du puits)
Roche-réservoir
GAZ
HUILE
Séparateur
Réseau de collecte
Pression
tête de puits
Débit huile + gaz
D
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A
Principe de la production naturelle d'un puits
2 - PRODUCTION ACTIVÉE
Il existe plusieurs méthodes de production activée. Seules les plus fréquentes sont décrites ci-après.
a - Extraction par poussée de gaz (gas lift)
Cette méthode consiste à recréer le principe de la production naturelle en diminuant la pression
hydrostatique au fond du puits.
Pour cela, on injecte du gaz dans l'espace annulaire entre le tubage du puits et la colonne de
production. La colonne de production est munie d'orifices permettant au gaz de passer à l'intérieur de la
colonne de production et ainsi d'alléger la colonne de liquide vers la surface (vannes de gas lift).
À la sortie du puits, le gaz est séparé de l'huile, recomprimé et réinjecté dans le puits. Ce procédé
permet d'extraire plusieurs milliers de m3 par jour.
Tubage du puits
Dispositif d'étanchéité (Packer)
Vanne de gas-lift
Réglage du
débit de gaz
Roche-réservoir
GAZ
HUILE
Séparateur
Réseau de collecte
Pression
tête de puits
Débit huile + gaz
GAZ
D
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B
Principe de l'extraction par poussée de gaz (gas-lift)
B
B
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b - Extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping)
C'est la méthode la plus utilisée.
Une pompe à balancier imprime un mouvement alternatif à une tige à l'extrémité de laquelle est fixé un
tube plongeur. Ce tube plongeur se déplace dans un corps cylindrique installé au fond du puits.
Tube plongeur et corps cylindrique sont munis de clapets à bille. À chaque mouvement alternatif, le
tube plongeur se remplit d'huile qui est ensuite évacuée dans la colonne de production vers la surface.
Ce procédé, quoique très utilisé, limite toutefois la production d'un puits de 200 à 300 m3 par jour. De
plus le débit possible diminue fortement avec la profondeur requise. De 250 m3/j à 750 m on chute à
25 m3/j à 3000 m.
D
MEQ
1640
D
Exploitation avec pompe à
piston plongeur
Huile + gaz
vers séparateur
Principe de l'extraction par tige de pompage (Sucker rod pumping)
Corps
cylindrique
Colonne
de
production
Tube
plongeur
Clapet
mobile
Clapet
fixe
Fermé
Ouvert Fermé
Ouvert
Position
base
Position
haute
D
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1731
A
Principe de fonctionnement du tube plongeur
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B
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c - Pompage par pompe centrifuge immergée
Une pompe centrifuge multiétagée est immergée au fond du puits.
Le moteur électrique est alimenté depuis la surface par un câble électrique.
Ce procédé permet un débit de plusieurs centaines de m3 par jour.
3 - TÊTE DE PUITS
La tête de puits est l'élément essentiel assurant la sécurité du puits. Elle doit pouvoir supporter la
pression maximale des hydrocarbures à débit nul.
FMC
FMC
Chapeau de tête "tree cap"
Vanne de curage
Vanne latérale
de production
Vanne
maîtresse
supèrieure
Vanne maîtresse
inférieure
Croix de circulation
Porte
duse
Olive de suspension du tubing
Vanne latérale d'accès
d'espace annulaire
tubing-casing
D
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A
Réseau de collecte
Assemblage de la tête de puits
B
B
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0

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La tête de puits assure plusieurs rôles :
– elle supporte le poids de la colonne de production
– elle doit assurer l'étanchéité entre le tubage du puits et la colonne de production et l'accès à
l'espace annulaire entre tubage et colonne
– elle doit permettre l'accès à la colonne de production pour réaliser des travaux sous
pression (opérations d'entretien)
– elle permet le réglage du débit d'hydrocarbures
La tête de puits se présente comme un assemblage assez complexe d'éléments permettant d'assurer
les fonctionnalités décrites ci-dessus.
De par sa forme, la tête de puits est souvent appelée "Arbre de Noël" (Christmas Tree).
V - INSTALLATIONS DE SURFACE
Les hydrocarbures issus des puits de production ne peuvent pas être vendus tels quels aux différents
utilisateurs. Ils doivent subir un certain nombre de traitements sur le champ de production afin de répondre
aux spécifications de qualité souhaitées par les clients.
1 - TRAITEMENT DU PÉTROLE BRUT
Un gisement de pétrole brut produit un mélange d'hydrocarbures lourds et légers sous forme liquide et
gazeuse auquel peuvent s'ajouter des constituants gazeux non hydrocarburés (tels que de l'azote, du
gaz carbonique, de l'hydrogène sulfuré, …) de l'eau plus ou moins salée, éventuellement des solides.
Les traitements consistent :
– à stabiliser le brut en le séparant de la phase gaz
– à éliminer l'eau, le sel et les sédiments au moyen d'une installation de dessalage
Gaz Gaz
Stabilisation
Comptage
PÉTROLE BRUT
DU PUITS
Eau de
dessalage
Eau, sel
sédiments
Brut stabilisé
+ eau
Dessalage Séparation
BRUT VERS
STOCKAGE
TRAITEMENT
DU GAZ
Électrodes
D
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A
Traitement du pétrole brut sur champ de production
B
B
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Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante :
– le brut est envoyé dans des séparateurs successifs ou dans une colonne de façon à
provoquer le dégazage des hydrocarbures légers ainsi que la décantation de l'eau. Le
brut ainsi obtenu est dit stabilisé
– l'effluent gazeux est traité pour une utilisation sur le champ producteur (puits injecteur) ou
pour expédition
– le brut stabilisé est ensuite mélangé à de l'eau douce et traité dans un dessaleur.
Dans le dessaleur, l'eau dissout le sel et entraîne les sédiments par gravité.
La séparation gravitaire est en général facilitée en provoquant dans le dessaleur un champ
électrique élevé au moyen d'électrodes
– le brut dessalé subit ensuite un dégazage final avant expédition vers le stockage. Il est
ensuite exporté par navire ou pipe-line
Lors de l'expédition du pétrole brut et de sa réception dans une raffinerie, certaines analyses de qualité
sont particulièrement vérifiées :
– la teneur en eau et sédiments (ou BSW : Basic Sediment and Water)
(valeurs habituelles BSW < 0,1 % à 1 %)
– la salinité (Salt content)
(valeurs habituelles Salinité < 40 à 80 mg/l chlorure de sodium)
– la densité
D'autres paramètres comme la tension de vapeur, la viscosité, le point d'écoulement sont
également importants pour déterminer le mode de stockage et la facilité de pompage.
La teneur en H2S est aussi importante pour des raisons de sécurité.
2 - TRAITEMENT DU GAZ
Comme pour le pétrole brut, le gaz, à la sortie du puits, peut être accompagné :
– de vapeur d'eau ou même d'eau liquide
– des constituants non hydrocarburés : azote, gaz carbonique, hydrogène sulfuré
– des particules solides
De plus, à la sortie du puits, certains hydrocarbures plus lourds à l'état gazeux dans la roche-réservoir
peuvent se condenser et former des condensats liquides que l'on doit éliminer.
Les traitements du gaz consistent donc :
_ à éliminer les composés acides et soufrés (adoucissement)
– à le déshydrater
– à éliminer les condensats (dégazolinage).
B
B
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Gaz
Séparateurs
Condensats
Condensats
Comptage
Compression
GAZ
DU PUITS
GAZ
TRAITÉ
STOCKAGE
CONDENSATS
H2S
CO2
Adouccissement
(lavage à l'amine)
Déshydratation
(lavage au
glycol)
Eau
D
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A
Dégazolinage
Traitement du gaz sur champ de production
Les traitements effectués peuvent être résumés de la façon suivante :
– l'adoucissement se fait par absorption des composés acides par une solution d'amine.
Cette solution est ensuite régénérée et recyclée.
L'objectif de ce traitement est d'éliminer les constituants indésirables (H2S, mercaptans,
CO2) qui se révèlent corrosifs en présence d'humidité ou particulièrement dangereux (H2S)
– la déshydratation se fait par absorption de l'eau au moyen d'une circulation de glycol.
Le glycol est ensuite régénéré et recyclé.
L'objectif de l'élimination de l'eau est d'éviter la formation d'hydrates. Les hydrates sont
des mélanges de glace eau + hydrocarbures légers particulièrement durs et stables, même
à température ambiante.
La formation d'hydrates provoque des risques importants de bouchage des canalisations et
donc d'interruption de la production.
– le dégazolinage consiste à éliminer du gaz les hydrocarbures légers se trouvant sous
forme liquide (condensats).
Le procédé consiste à refroidir le gaz de façon à condenser les hydrocarbures à éliminer,
puis à effectuer une séparation gaz-liquide à basse température (entre + 5° et – 15°C).
Après traitement du gaz et avant expédition, les qualités suivantes sont vérifiées :
– le point de rosée (c'est-à-dire, lors d'un refroidissement du gaz, la température pour
laquelle apparaît la première goutte de liquide)
– la teneur en H2S (spécification moyenne Gaz de France ≤ 7 mg/Nm3)
– la teneur en autres produis soufrés (dont mercaptans)
– la teneur en CO2 (spécification Gaz de France ≤ 2,5 %)
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B
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3 - TRAITEMENTS DANS LES STATIONS SATELLITES
Pour les champs de très grandes dimensions, il existe souvent des stations satellites situées à
proximité des puits et dans lesquelles des traitements initiaux sont effectués :
– stabilisation du pétrole brut
– décantation de l'eau contenue dans le brut
– traitement de l'eau pour réinjection dans un puits injecteur
Le gaz et le pétrole brut sont ensuite expédiés par pipe-line vers une installation centrale où sont
effectués les traitements complets du gaz et du pétrole.
D
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A
PÉTROLE BRUT
VERS PIPE-LINE
GAZ VERS PIPE-LINE
Comptage pétrole
Comptage
sortie puits
Séparateurs
Réseau de
collecte
des puits
de pétrole
Séparateur
Pompe d'injection
Stockage eau
Séparateur
brut/eau Traitement de l'eau
Stockage
pétrole brut
Puits gazier
Puits injecteur
d'eau
Comptage
sortie puits
Comptage
gaz
Récupérateur
des vapeurs
Exemple de station satellite
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