Gaslift

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Gaslift

  1. 1. RECUPERATION ASSISTEE PAR ‘GAS-LIFT’
  2. 2. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 2/150 SOMMAIRE 1 GRADIENTS DE PRESSION ET COURBES DE PERFORMANCES DES TUBING .......................7 1.1 INTRODUCTION AUX PERTES DE CHARGES ...............................................................................7 1.2 PERFORMANCES DU RESERVOIR.................................................................................................8 1.2.1 Performances du réservoir..................................................................................................................8 1.2.2 IPR et débit maximum.........................................................................................................................9 1.3 PERFORMANCES DU PUITS (OUTFLOW PERFORMANCES) ....................................................12 1.3.1 Courbes de gradient de pression en écoulement di-phasique .........................................................12 1.3.2 Analyse nodale..................................................................................................................................14 1.3.3 Représentation graphique d’un puits ................................................................................................15 2 INTRODUCTION AU GAS-LIFT.......................................................................................................17 2.1 PRINCIPES DU GAS-LIFT ET APPLICATIONS .............................................................................17 2.1.1 Principes ...........................................................................................................................................17 2.1.2 Applications du gas-lift ......................................................................................................................19 2.2 LES PRINCIPAUX PARAMETRES DU GAS-LIFT..........................................................................19 2.2.1 Pression en tête de puits (Well head pressure)................................................................................19 2.2.2 Pression du gaz injecté.....................................................................................................................20 2.2.3 Profondeur de l’injection du gaz........................................................................................................20 2.2.4 IP important et effet de peau (high PI and Skin effect) .....................................................................20 2.3 CARACTERISTIQUES, AVANTAGES ET LIMITES DU GAS-LIFT ...............................................20 2.3.1 Caractéristiques ................................................................................................................................20 2.3.2 Avantages .........................................................................................................................................21 2.3.3 Les limites du gas-lift.........................................................................................................................21 2.3.4 Comparaison entre le gas-lift et les autres techniques d'activation..................................................22 3 LES EQUIPEMENTS DE FOND DU "GAS-LIFT" ...........................................................................24 3.1 LES VANNES DE GAS-LIFT, LEURS FONCTIONS ET LEURS PRINCIPES ...............................24 3.2 LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU CASING (COV)..............................................25 3.2.1 Mécanisme de la vanne ....................................................................................................................25 3.2.2 Forces quand la vanne COV est fermée...........................................................................................26 3.2.3 Forces quand la vanne COV est ouverte..........................................................................................27 3.2.4 La plage d'ouverture ou "fourchette" (Spread)..................................................................................28 3.3 VANNES OPEREES PAR LE TUBING (TOV).................................................................................28 3.3.1 Mécanisme de la vanne ....................................................................................................................28 3.3.2 Forces quand la TOV est fermée......................................................................................................29 3.3.3 Forces quand la TOV est ouverte.....................................................................................................30 3.3.4 Plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) ......................................................................................31 3.4 AUTRES VANNES ...........................................................................................................................31 3.4.1 Les vannes à réponse proportionnelle..............................................................................................31 3.4.2 Les vannes balancées ......................................................................................................................32 3.4.3 Les ‘pilot valves’................................................................................................................................32 3.4.4 Les vannes pour production par le casing ........................................................................................32 3.5 TARAGE DES VANNES EN ATELIER............................................................................................32 3.5.1 Objectifs du tarage............................................................................................................................32 3.5.2 Tarage des vannes ‘casing operated’...............................................................................................33 3.5.3 Tarage des vannes ‘tubing operated’................................................................................................35 3.6 LES MANDRINS A POCHE .............................................................................................................36 3.7 LES VANNES DE SECURITE DE SUB-SURFACE ........................................................................36 3.8 LES PACKERS.................................................................................................................................36 3.9 LES COMPLETIONS GAS-LIFT......................................................................................................36 3.9.1 Complétions pour gas-lift direct ........................................................................................................36
  3. 3. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 3/150 3.9.2 Gas-lift inverse (Inverse gas-lift) .......................................................................................................37 3.9.2.1 Tubing concentrique (Concentric tubing string) ................................................................................37 3.9.2.2 Gas-lift avec production dans le casing ............................................................................................37 3.9.3 Gas-lift double ...................................................................................................................................37 3.9.4 Le gas-lift parallèle (parallel gas-lift) .................................................................................................38 4 CONCEPTION D’UNE INSTALLATION DE GAS-LIFT...................................................................38 4.1 COLLECTION DES DONNEES .......................................................................................................39 4.2 LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES COV ‘CASING OPERATED VALVES’...........................................................................................................................................39 4.3 LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES TOV ‘TUBING OPERATED VALVES’...........................................................................................................................................45 4.4 SELECTION DES VANNES .............................................................................................................48 4.5 LA CONCEPTION ASSISTEE PAR ORDINATEUR........................................................................49 5 LES SYSTEMES DE GAS-LIFT PARTICULIERS ...........................................................................50 5.1 LE GAS-LIFT EN CIRCUIT FERME (CLOSED-CIRCUIT GAS-LIFT) ............................................50 5.2 LE GAS-LIFT AVEC GAZ A HAUTE PRESSION (HIGH PRESSURE GAS LIFT).........................51 5.3 LE GAS-LIFT AVEC IP ÉLEVÉS (HIGH PRODUCTION INDEX) ...................................................51 5.4 GAS-LIFT DOUBLE .........................................................................................................................52 5.4.1 Design d’un puits avec gas-lift double ..............................................................................................52 5.4.2 Les limites du gas-lift double.............................................................................................................53 5.4.3 Gas-lift double avec gas HP disponible ............................................................................................53 5.5 LE GAS-LIFT INTERMITTENT ........................................................................................................53 5.5.1 Considérations générales .................................................................................................................53 5.5.2 Les équipements...............................................................................................................................54 5.5.3 Techniques de conception et calculs................................................................................................54 5.5.4 Les chambres....................................................................................................................................54 6 LES OPERATIONS DE SURFACE DU GAS-LIFT..........................................................................56 6.1 ANALYSE D’UNE OPERATION GAS-LIFT.....................................................................................56 6.1.1 Installation avec gas-lift continu ........................................................................................................56 6.1.1.1 Méthodes à utiliser pour analyser une installation de gas-lift ...........................................................56 6.1.1.2 Les données de surface....................................................................................................................56 6.1.1.3 Les mesures de sub surface.............................................................................................................57 6.1.2 Installation de gas-lift intermittent .....................................................................................................58 6.1.2.1 Les types de contrôleurs de surface.................................................................................................58 6.2 PROCEDURES DE DEMARRAGE ET RECOMMANDATIONS .....................................................58 6.2.1 Précautions générales et phase de décharge du puits.....................................................................58 6.2.2 Démarrage d’une installation de gas-lift continu...............................................................................59 6.2.3 Démarrage d’installation de gas-lift intermittent................................................................................59 6.3 DETECTION DE PANNES ...............................................................................................................60 6.3.1 Gas-lift continu ..................................................................................................................................60 6.3.2 Gas-lift intermittent............................................................................................................................60 ANNEXE 1 : TABLE DE CONVERSION DES UNITES DE MESURES 62 ANNEXE 2 : LES SYMBOLES 63 ANNEXE 3 : GLOSSAIRE 67 ANNEXE 4 : FORME TYPE POUR LA COLLECTION DES DONNEES (DATA SHEET) 69 ANNEXE 5 : PHYSIQUE DES GAZ ET DES LIQUIDES 70
  4. 4. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 4/150 ANNEXE 6 : COMPARAISON DES MODES D’ACTIVATION 80 ANNEXE 7 : COURBES D'IPR GENERALISEES 81 ANNEXE 8 : COURBES DE GRADIENTS 82 ANNEXE 9 : CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES CASING OPERATED 106 ANNEXE 10 : CONCEPTION GRAPHIQUE POUR UN PUITS EN GAS-LIFT CONTINU AVEC VANNES TUBING OPERATED 114 ANNEXE 11 : GAS-LIFT INTERMITTENT 120 ANNEXE 13 : CONCEPTION GAS-LIFT ASSISTEE PAR ORDINATEUR 128 ANNEXE 14 : RECHERCHE DE PANNES GRAPHES DE GAS-LIFT PERMANENT 143 ANNEXE 15 : RECHERCHE DE PANNES GRAPHES DE GAS-LIFT INTERMITTENT 147
  5. 5. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 5/150 RECUPERATION ASSISTEE PAR ‘GAS-LIFT’ Dans le passé, les méthodes de récupération assistée étaient rarement prises en compte dès le début du développement d’un champ. Il y avait une frontière bien définie entre la phase de déplétion naturelle et la phase avec récupération assistée. De nos jours, il est devenu rare d’avoir à développer des champs géants à haut indice de productivité car ce sont plutôt des champs complexes aux réserves marginales qui sont mis en production. Il est donc impératif de prévoir un soutirage artificiel dès le début du schéma de développement d’un champ. Il existe cinq méthodes de soutirage artificiel : − le ‘gas-lift’ − les pompes électriques submersibles (Electric Submersible Pumping - ESP) − le pompage hydraulique de fond (Downhole hydraulic pumping) − le pompage aux tiges (Sucker rod pumping) − les pompes à cavités progressant (Progressive cavity pumping -PCP) Le gas-lift est un moyen d’activation de puits très populaire. L’effet de soutirage est obtenu en injectant du gaz au bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz qui réduit la densité de la colonne de fluide dans le tubing, nécessite un conduit de la surface jusqu’au point. Ce conduit peut être un petit tube concentrique, un tube parallèle ou l’annulaire entre le tubing et le casing. Une autre manière de définir le gas-lift est de le considérer comme un moyen d’amener de l’énergie en fond de puits et de le transmettre au fluide produit pour faciliter sa montée vers la surface. Le gaz peut être injecté en continu ou par bouchons à forte pression. Cette dernière méthode appelée ‘gas-lift intermittent’ est particulièrement adaptée aux réservoirs fortement déplétés ou à faible productivité. Le gas-lift est utilisé pour : − augmenter la production des puits éruptifs − produire des puits qui ne produisent pas naturellement − démarrer des puits morts (kick off dead wells) − nettoyer des puits injecteurs (back flush injection wells) La grosse amélioration des techniques de gas-lift apparut avec la mise au point des premières vannes de décharge (unloading valves) vers 1930. Ces vannes sont utilisées lorsque la pression du gaz d’injection n’est pas assez forte pour amener le gaz à une profondeur suffisante. Le positionnement de ces vannes dans la complétion et leur tarage sont des étapes très importantes de la conception d’une installation de gas-lift. Ce positionnement est définitif et toute modification nécessite une reprise (work over) coûteuse. Ce sera le cas, par exemple, si le premier mandrin est placé trop bas et rend le démarrage difficile voire impossible. De même, un positionnement trop haut du dernier mandrin réduit fortement la production du puits.
  6. 6. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 6/150 Par contre, le tarage des vannes est facile à modifier si les vannes sont récupérables au câble (wireline retrievable), ce qui est souvent le cas. Une erreur de tarage peut se traduire par une perte de production et il importe de la détecter rapidement. L'arrivée des ordinateurs et des puissants logiciels a énormément facilité la conception d'une installation gas-lift tout en offrant des résultats plus précis. Toutefois, l'ingénieur désirant utiliser ce genre de matériel doit auparavant se former en passant par les étapes fastidieuses de la conception manuelle afin de pouvoir apprécier l'exactitude des résultats. A propos du contenu du cours : Trois objectifs ont été fixés durant la préparation de ce cours : − mettre en évidence qu’il est inutile et même néfaste d’injecter de grandes quantités de gaz. − expliquer le fonctionnement des différentes formes de gas-lift. − Introduire les calculs informatisés. La compréhension des principes du gas-lift passe par un rappel de quelques bases de l’ingénierie des réservoirs et des lois physiques des gaz. Ces sujets sont couverts dans ce cours. Les termes anglais n’ont pas été systématiquement traduits et certains sont donnés en italique.
  7. 7. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 7/150 RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 1 GRADIENTS DE PRESSION ET COURBES DE PERFORMANCES DES TUBING 1.1 INTRODUCTION AUX PERTES DE CHARGES Quand un puits produit, l’effluent entre dans le puits à sa pression d’écoulement de fond de puits (reservoir bottom hole flowing pressure - Pwf) et atteint la surface à sa pression de tête de puits (wellhead flowing pressure - Pwhf). Durant ce parcours qui atteint en général plusieurs kilomètres, de l’énergie est perdue sous forme de pertes de charge. Ces pertes de charges sont la somme de deux facteurs : − des pertes par friction de l’effluent sur les parois du tubing − le poids hydrostatique de l’effluent (gaz, eau et huile) dans le tubing Le gas-lift permet d’augmenter la production d’un puits en réduisant les pertes de charge en injectant du gaz dans le tubing à un endroit le plus profond possible. Ceci aura deux effets opposés : − l'augmentation des pertes par friction (effet négatif) − la diminution du poids de la colonne (effet positif) La Figure 1.1 : Pertes de charge montre les pertes de charge dans un tubing produisant à un débit constant de 200 m3 / jour. Avant d’injecter du gaz, les pertes totales étaient de 140 bars (point A : Qgaz = 0, Pertes = 140 bars). Le puits produisait naturellement et les pertes étaient principalement hydrostatiques (130 bars) avec seulement 10 bars de pertes par friction. En injectant 20 000 m3 / jour de gaz, les pertes sont ramenées à seulement 60 bars grâce à l’importante diminution du poids de colonne (pertes hydrostatiques = 43 bars) et malgré l'augmentation des pertes par friction (17 bars). 0 20 40 60 80 100 120 140 160 0 20 40 60 80 100 120 140 gas injection rate (1000 sm3/ day) pressurelosses(bar) total losses friction pressure losses hydrostatic pressure losses 28 54 point A point B OPTIMUM GLR Figure 1.1 : Pertes de charge
  8. 8. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 8/150 Avec un débit de 28 000 m3 / jour (point B) de gaz injecté, la valeur minimale de la courbe est atteinte. Ceci signifie que les pertes vont commencer à croître si l’on continue à augmenter le débit d’injection du gaz. Ce point est appelé “GLR optimum” où le puits produit au débit maximum de la complétion installée. La moindre augmentation du débit de gaz aura deux effets négatifs : moins de production d’huile et gaspillage de gaz. Le système a atteint un point où le tubing ne peut plus évacuer ce que le réservoir peut produire. Pour aller au-delà de ce débit maximum, nous devons mettre en place un tubing plus gros. Il est aussi important de se souvenir que l’injection de gros volumes de gaz est un problème pour les lignes et les installations de surface. Ce gaz doit être transporté vers la station et doit être séparé. Il ajoute donc des pertes de charges dans les pipes lines qui peuvent perturber des producteurs voisins. De plus, quand le volume de gaz disponible sur un champ est limité, il faut le partager judicieusement entre tous les puits afin de produire le maximum d’huile. Tous les puits ne seront pas à leur ‘’GLR optimum’’ mais à leur ‘’GLR économique’’ Outre les pertes de charge du tubing, une partie de la pression du réservoir est perdue dans le réservoir lui-même. Cette perte appelée “la chute de pression’’ ou ‘’delta P’’ (pressure draw-down) est la différence entre la pression statique du réservoir (static reservoir pressure - Pr) et la pression en écoulement (bottom hole flowing pressure - Pwf). Ainsi, les performances d’un puits peuvent être cindées en deux horizons. Un premier qui ne dépend que du réservoir qui est nommé ‘’performances internes’’ (well inflow performances). Un second qui dépend du profil du puits, les ‘’performances externes’’ (well outflow performances). Le but des deux chapitres suivants est d'approcher les méthodes disponibles pour prédire ces performances. 1.2 PERFORMANCES DU RESERVOIR 1.2.1 Performances du réservoir L’indice de productivité d’un puits (IP) (productivity index - PI) est défini comme étant le nombre de barils de liquide qui peut être produit pour une valeur donnée de ‘’draw-down’’ sur le réservoir. Les unités usuelles sont des ‘barils par jour par psi’ ou des ‘m3 par heure par bar’. La formule générale est : Pwf Qliq PI − = Pr Où : Qliq est le débit liquide Pr est la pression statique du réservoir Pwf est la pression de fond en débit Pr – Pwf est le “draw-down” sur la formation Exemple : Un puits produit 25 m3 de liquide / heure avec 200 bars de pression de fond en écoulement. La pression du réservoir est de 300 bars. Quel est l’IP de ce puits ? IP = 25 / ( 300 – 200) = 0,25 m3 / heure / bar Pour augmenter la production d’un réservoir, il existe quelques actions possibles. Une d’entre elles est de baisser la pression d’écoulement au fond du puits, Pwf. C’est ce que le gas-lift essaie de faire.
  9. 9. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 9/150 1.2.2 IPR et débit maximum L'indice de productivité comme présenté au paragraphe précédent semble indépendant du ‘draw-down’. Dans la plupart des puits, c’est rarement le cas, à l’exception parfois d’une petite plage dans les faibles ‘draw-down’. Tant que le pétrole est produit seul sans gaz ni eau, l’IP sera pratiquement indépendant du ‘draw-down’. L’IP sera affecté si de l’eau est produite ou si la pression dans la formation est inférieure au point de bulle de l’huile du réservoir. La saturation en gaz dans le réservoir, en réduisant la perméabilité à l’huile et l’augmentation de la viscosité de l’huile conduiront à une réduction de l’IP. Il sera encore fortement réduit aux grands débits à cause des turbulences qui se produiront à l'approche du puits. Guilbert fut le premier à mettre en évidence cette relation entre les performances d’un réservoir et sa pression de fond en débit. Il traça des courbes d’IPR (Inflow Performance Relationship) en utilisant des mesures de test. Une méthode généralisée pour estimer la productivité d’un réservoir a été proposée par J.V. Vogel. Il a écrit l’équation suivante : 2 8.02.00.1 max       −−= Ps Pf Ps Pf Q Ql Où : Ql est le débit actuel du puits Qmax est le débit maximum avec une pression nulle au fond en écoulement (zero bottom hole flowing pressure) Pf est la pression de fond en écoulement (bottom hole flowing pressure) Ps est la pression du réservoir (static reservoir pressure) A partir de cette équation, Vogel a développé une courbe de référence (fig. 1.2). Elle passe par les points (1,0) de l’axe des ‘X’ et (0.1) de l’axe des ‘Y’. La courbe est une relation entre la pression et le débit pour toute valeur de la pression de fond en écoulement mais avec une pression statique de réservoir (reservoir static pressure - Pr) constante dans le temps. Pour prendre en considération le déclin de la pression statique du réservoir, une famille de courbes d’IP doit être utilisée (Annexe 7). 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Qliq / Qmax Pwf/Pr Figure 1.2 : Vogel IPR reference curve
  10. 10. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 10/150 En utilisant la courbe d’IPR de Vogel, Il est possible de calculer le débit maximum que le réservoir peut produire. Il correspond à une pression de fond d’écoulement nulle (Pf). A ce point, le draw-down sur la formation est maximum et est égal à la pression statique du réservoir Pr. Sur la courbe, c’est le point (x=1, y=0). Cette valeur est théorique et ne peut jamais être atteinte. Vogel illustra sa parution à l’aide du problème suivant : Enoncé Un puits a été testé à 65 BOPD avec une pression d’écoulement au fond de 1500 psi dans un réservoir dont la pression statique au fond (shut-in bottom hole pressure = static bottom hole pressure) est de 2000 psi. 1) Déterminer le débit maximum (avec un draw-down de 100%). 2) Quel serait le débit si une récupération assistée faisait baisser la pression d’écoulement au fond à 500 psi ? Solution 1) La valeur de 2000 psi représente la pression réservoir maximale, Pr. Le ratio sur l’axe des ‘Y’ est : Pwf / Pr = 1500 : 2000 = 0.75 Ce point est noté ‘A’ sur la figure 1.3. De ce point, tirer une ligne vers la courbe de Vogel. Tirer une autre ligne verticale depuis la courbe vers l’axe des ‘X’ afin de trouver le ratio de production. La lecture est de 0.4 (point B). Ceci signifie que lorsque la pression d’écoulement au fond est égale à 75 % de la pression statique, le débit équivaut à 40 % du débit maximum. Ce débit (Qliq) était de 65 BOPD et il est possible de calculer le débit maximum (Qmax) avec un draw-down de 100%. Qmax = 65 * 100 / 40 = 162 BOPD 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 Qliq / Qmax Pwf/Pr point A point B point Y point X Figure 1.3 : Vogel IPR reference curve
  11. 11. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 11/150 2) Nous réduisons à présent la pression d’écoulement au fond à 500 psi. Sur l’axe des ‘Y’, le ratio devient : Pwf / Pr = 500 : 2000 = 0.25 Tracer une ligne depuis le point 0,25 (appelé ‘X’) vers la courbe de référence de Vogel puis une deuxième depuis la courbe vers l’axe des ‘X’ où nous lisons un ratio de 0.84 (appelé ‘Y’) qui est 84 % du débit maximum possible. Ainsi, le débit en surface pour une pression d’écoulement au fond de 500 psi est : Qliq = 162 * 0.84 = 136 BOPD Quand la pression statique du réservoir est constante, la courbe de Vogel peut être utilisée en reportant directement les débits sur l’axe des ‘X’ et les pressions sur l’axe des ‘Y’ à la place des valeurs sans dimensions. La courbe de la figure 4 est une illustration de l’exemple ci-dessus. Nous connaissons Q max (162 bbls quand Pwf = 0) et Pr (2000 psi). Pour notre exemple, il est alors possible de trouver le débit lorsque la pression d’écoulement au fond est de 500 psi sans calculs additionnels. On trouve 136 bbls. 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200 Qliq Pwf Pr = 2000 psi 136 figures Figure 1.4 IPR curve for Pr = constant
  12. 12. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 12/150 1.3 PERFORMANCES DU PUITS (OUTFLOW PERFORMANCES) 1.3.1 Courbes de gradient de pression en écoulement di-phasique Un des problèmes majeurs rencontrés lors de la conception d'une installation de gas-lift est le calcul de la pression en écoulement à une cote donnée du puits. Ce calcul fait intervenir de nombreux facteurs souvent complexes et mal connus. Depuis près de 90 ans, de gros efforts ont été déployés par les scientifiques pour prédire ces performances. Le premier article sur le sujet est signé par "Davis" et "Weidner" et date de 1914. Les corrélations qui sont développées tentent de prédire la pression à une cote donnée dans un puits produisant en multiphasique (mélange d'huile, de gaz et d'eau) en tenant compte de toutes les caractéristiques du tubing et des facteurs affectant le flot. Les corrélations de Orkiszewski écrites en 1965 furent l'une des premières à fournir une précision acceptable. Il reconnut que les solutions des équations di-phasiques dépendent des régimes d'écoulement. Il définit quatre catégories d'écoulement : ‘bulle (bubble)’, ‘bouchon (slug)’, ‘transitoire (transition)’ et ‘brouillard (annular mist)’ (voir Figure 1.5 : Flow regimes categories). bubble flow slug flow transition annular mist Figure 1.5 : Flow regimes categories − Bubble flow : Le gaz est sous forme de petites bulles et la proportion de gaz libre est faible. Le tubing est presque complètement plein. Le liquide remonte dans le puits à une vitesse pratiquement constante et la phase gazeuse a peu d’influence sur le gradient de pression.
  13. 13. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 13/150 − Slug flow : Le flot de gaz est plus prononcé. La phase liquide est toujours continue mais à présent, les bulles de gaz sont stables et de la taille du diamètre du tubing. Elles sont séparées par des bouchons de liquide. La vitesse du gaz est plus élevée que celle de l’huile. Les deux phases, liquide et gaz, ont une influence significative sur le gradient de pression. − Transition flow : C’est dans ce type de flot qu’apparaît le passage d’une phase liquide continue à une phase gazeuse continue. Une quantité significative de liquide est entraînée par la phase gaz qui est devenue prédominante. − Annular-mist flow : La phase gaz est continue. La majeure partie du liquide est entraînée et est portée par la phase gaz. Un film de liquide tapisse la paroi du tubage mais son effet est secondaire. La phase gaz est le facteur prédominant. − Parmi les corrélations réputées, citons celles de : − DUNS & ROS − BEGGS & BRILL − AZIZ, GOVIER ET FOGARAZI − POETTMAN & CARPENTER − HAGERDORN & BROWN Les limitations des courbes de gradients de pression : Les courbes de gradients de pression restent fiables tant qu’aucune de leurs limites n’est atteinte. Ainsi, il n’existe toujours pas de logiciels capables de calculer correctement des pertes de charges lorsque le fluide est émulsionné. De même, la totalité de l’intérieur du tubing doit être disponible pour l’écoulement du fluide et les dépôts faussent les calculs. Le flot doit être relativement stable sans bouchons importants, ni fortes variations de pression. Les perforations ne doivent pas être noyées. Le puits doit être vertical car la plupart des corrélations ne tiennent pas compte de la déviation. Si les profondeurs forées (drilled depth) sont utilisées, les pressions seront trop fortes tandis que l’usage des profondeurs verticales (vertical depth) donnent des pressions trop faibles. De complexes équations mathématiques ont été utilisées pour tracer des livres entiers de courbes de gradients donnant la pression en fonction de la profondeur pour des GLR donnés. Chaque page de ces livres volumineux correspond à des conditions de puits bien spécifiques, principalement la taille du tubing, le WOR et le débit. Chaque fois qu’un de ces paramètres change, une nouvelle page est à rechercher. D’autres paramètres tels que les densités de l’huile, de l’eau et du gaz sont constants pour le livre entier, ce qui n’est pas toujours très précis. Toutes les courbes de gradients d’un recueil sont pour la même pression d’écoulement en tête (wellhead flowing pressure - Pwhf), souvent zéro, parfois 50 psi. Si la pression en tête d’un puits n’est pas celle du livre, un changement d’axe est nécessaire. Des exemples de courbes de gradients sont donnés en annexe 8 avec la méthode pour effectuer le changement d’axe. Ces pages de courbes se limitent à des GLR inférieurs ou égaux au GLR optimum. Si l’on se reporte à la figure 1.1, on situe la position de GLR optimum au minimum de la courbe “pertes de charges en fonction du débit de gaz injecté”. Tout GLR supérieur à l’optimum est sans intérêt et doit être proscrit car il réduit la productivité du puits et gaspille du gaz.
  14. 14. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 14/150 De nos jours, les calculs faits par les ordinateurs ont l’avantage d’être précis car les paramètres utilisés par le programme sont exactement ceux de l’étude en cours. Leur emploi est très pratique car cela évite d’avoir des recueils de courbes trop volumineux et permet de faire des études de sensibilité. Enfin, ils tiennent compte des tests de puits et les comparent aux courbes afin de proposer la corrélation la mieux adaptée. 1.3.2 Analyse nodale Les performances "internes et externes" au réservoir (Inflow and outflow performances) sont gouvernées par leurs propres lois physiques mais doivent avoir la même valeur en un point situé au fond de puits. Ceci est l'application de la "loi des nœuds" qui veut que tout ce qui entre dans le nœud est égal à ce qui en sort (inflow = outflow). Ainsi, un point particulier est choisi au droit des perforations. Une méthode graphique permet de trouver la pression et le débit en ce point. Il suffit de tracer sur le même graphique, la réponse du réservoir (voir § 1.2.2, les courbes d’IP suivant Vogel) et la réponse du tubing (voir 1.3.1, les courbes de gradients). Ces deux courbes se coupent en un point qui sera le point de fonctionnement du puits, couplage particulier d’un réservoir et d’une complétion. La Figure 1.6 : Nodal analysis : inflow + outflow performances montre un puits pour lequel la taille du tubing doit être choisie. Deux tailles sont proposées, 4” ½ ou 5” ½. La réponse du réservoir (courbe rouge) est indépendante de la taille du tubing. En ordonnées apparaît Pwf, la pression fond en écoulement. Le comportement des tubings 4"! ou 5"! est lui aussi fonction du débit. En ordonnées, nous avons toujours une pression mais qui est l'addition des pertes de charge (frottement et poids de colonne) et de la pression de tête. On voit que 250 bopd (barrels of oil per day) peuvent être gagnés en sélectionnant une complétion 5” ½. Ce résultat est ensuite à intégrer à l’étude économique. 0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 0 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 200 Qoil Pwf 4" 1/2 tubing 5" 1/2 tubing OPERATING POINTS Figure 1.6 : Nodal analysis : inflow + outflow performances
  15. 15. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 15/150 La même analyse nodale est à faire en surface où un deuxième nœud particulier se trouve au niveau de l’arbre de Noël. Une première courbe sera la réponse de l’amont (réservoir + tubing) ou réponse du puits, tandis qu’une deuxième courbe sera la réponse de l’aval ou réponse de la surface (pipe + séparateur). Les points d’intersection des courbes de la Figure 1.7 : Analyse nodale : performances ‘puits + installations de surface’ sont des aides précieux pour choisir le couple ‘tubing - pipe’ le plus économique. Signalons que les pertes de charges en di-phasique dans les pipelines (conduits horizontaux) sont obtenues de la même manière que celles des tubing (conduits verticaux), en utilisant des courbes ou des logiciels. Toutefois, des phénomènes complexes interviennent dans les conduits de surface, en particulier lorsque le dénivelé change : des bouchons d’eau (water plug) s’accumulent dans les points bas, des bouchons de gaz dans les points hauts, coups de bélier (hammering), etc. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Qliq (1000bpd) WellHeadPressure 4" 1/2 tubing 3" 1/2 tubing pipe 3" pipe 4" Figure 1.7 : Analyse nodale : performances ‘puits + installations de surface’ 1.3.3 Représentation graphique d’un puits Un moyen très pratique de représenter un puits est de construire un graphe ‘pression - profondeur’ comme le montre la Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature - depth’. L’axe des profondeurs est vertical et orienté vers le bas pour représenter le puits. Les pressions sont des pressions relatives (gauge pressure) et apparaissent sur un axe horizontal orienté à droite. Sur cet exemple, un puits non éruptif est représenté dans des conditions statiques sans injection de gaz du casing vers le tubing. Les lignes et les points suivants sont représentés : − La ligne 1 est le gradient statique de l’eau douce qui se trouve dans le tubing (gradient de 0,1 kg/ m2 /m = 0.433 psi/ft). La pression du reservoir ‘Pr’ est 3460 psi (point C) et le puits est ‘mort’. On voit que le niveau liquide est à 328 mètres (1000 pieds) sous la surface.
  16. 16. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 16/150 − La ligne 2 est le gradient dans le casing d’un gaz destiné à être injecté dans le tubing avec une pression en tête de 83 bars (1200 psi) (point D). Comme un packer est ancré à 2500 mètres (8200 pieds), la ligne de gradient du casing s’arrête à cette cote. A la cote de 1585 mètres (5200 pieds), les pressions du tubing et du casing sont égales (point B) et nous pouvons conclure que toute communication entre le tubing et l’annulaire au-dessus de 1585 mètres pourra servir à injecter du gaz. Par contre, tous les points sous la cote de 1585 mètres ne pourront pas servir à injecter du gaz dans le tubing. Le mandrin descendu à 1463 mètres (4800 pieds) (point E) est dans une position idéale pour cette injection de gaz. − La ligne 3 est le gradient de température. C’est une ligne droite qui part du point ‘Twhf’, température en tête de puits en écoulement (wellhead flowing temperature) vers le point ‘Twf’, température en fond de puits en écoulement (bottom hole flowing temperature). Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature – depth’ Les points suivants représentent : Point A : niveau statique dans le tubing, 1000 ft (static fluid level in the tubing). Point B : point où les pressions du tubing et du casing sont égales, 5200 ft Point C : pression statique en fond de puits, Pr= 3460 psi (bottom hole static pressure) Point D : pression du casing en surface, Pc = 1200 psi (surface casing pressure) Point E : profondeur de la vanne, 4800 ft (valve depth ft.) Point Twhf: température en tête avec le puits en production, 50°C (wellhead temperature, well flowing). Point Twf : température au fond tête avec le puits en production, 50°C (bottom hole temperature, well flowing).
  17. 17. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 17/150 2 INTRODUCTION AU GAS-LIFT 2.1 PRINCIPES DU GAS-LIFT ET APPLICATIONS 2.1.1 Principes L’objectif d'une activation par gas-lift est de réduire la pression fond en écoulement (bottom hole flowing pressure) du réservoir. Le principe est d’injecter du gaz aussi profondément que possible pour alléger la colonne du fluide contenu dans le tubing. Ceci est similaire à un ajout de puissance en fond de trou pour aider le réservoir à produire l’effluent qu’il contient et ce, jusqu’au séparateur. Le chapitre 1.1 explique que la quantité de gaz à injecter ne doit pas dépasser une limite au-delà de laquelle son efficacité diminue. On parle de GLRt optimum (GLRt = total Gas Liquid Ratio). Le GLTt optimal est le ratio entre le volume optimum de gaz (injecté + produit) et le liquide produit. Le point clé d’une conception de gas-lift reste les pertes de charges en écoulement multiphasique qui sont obtenues à partir de recueils de courbes ou à l’aide d’un ordinateur. Une fois en possession des bonnes courbes ou du bon logiciel, le design commence et s’effectue en deux étapes : − la première étape concerne le futur profil du puits : En fonction des données disponibles, le débit est calculé, le tubing est choisi et la quantité de gaz nécessaire est estimée. − la seconde étape est de concevoir le système de décharge du puits. La position des mandrins de décharge, la taille et le tarage des vannes sont déterminés dans cette étape. Une des questions principales est de décider du type de vannes à utiliser. Certaines sont pilotées par la pression du tubing (fluid operated valve = tubing operated valve), d’autres par la pression du casing (gas operated valve = casing operated valve). Pour illustrer le principe du gas-lift, l’exemple de la Figure 1.8 : Well representation ‘pressure – depth’ and ‘temperature – depth’ (chapter 1.3.3) est repris. La Figure 2.1 : Well in dynamic conditions schématise le puits avec, à présent, une injection de gaz dans le tubing à partir de la vanne à 4800 pieds (point G). Comme le puits démarre en produisant 100 % d’eau, le gradient sous le point d’injection (point F) reste de 0,1 kg/m2 /m (0.433 psi/ft). L’effet du gaz est très net et l’on voit, en particulier, que le poids de la colonne entre la vanne à 4800 pieds et la surface (point I) est grandement réduit. Le niveau liquide remonte à la surface et la pression en tête est positive.
  18. 18. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 18/150 Figure 2.1 : Well in dynamic conditions De nouveaux points sont définis : Point F : pression tubing à la profondeur de la vanne : 1000 psi (tubing pressure at valve depth). Point G : pression d’injection du gaz à la profondeur de la vanne : 1700 psi (gas pressure at valve depth). Point H : pression d’écoulement au fond : Pwf= 2500 psi (bottom hole flowing pressure). Point I : pression du tubing en tête en écoulement : Pwhf = 250 psi (well head flowing pressure). Point J : température à la profondeur de la vanne en écoulement : (Tiv) = 70 °C (flowing temperature at valve) Une telle configuration est appellée ‘single point’ gas-lift. Cependant, le point d’injection est à une cote trop haute comparée à la profondeur du réservoir et l’efficacité de l’installation sera très médiocre.
  19. 19. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 19/150 Ainsi, lorsque la pression du gaz disponible n’est pas assez forte pour amener le gaz au niveau du packer, des vannes de gas-lift doivent être installées tout au long du tubing pour décharger le puits (to unload the well) et pour permettre un point d’injection final profond (deep final injection point). La conception doit être faite avec soin pour être certains que le gaz puisse atteindre la première vanne et ensuite la vanne la plus profonde. De plus, en phase d'exploitation toutes les vannes de décharge doivent être fermées et seule la dernière vanne d'opération, la plus profonde doit être ouverte. 2.1.2 Applications du gas-lift Le gas-lift offre de nombreuses applications et environ 20% des puits en production dans le monde sont concernés par ce mode d’activation. − Les puits à huile : L’application principale du gas-lift dans ces puits est d’augmenter la production des champs déplétés. De plus en plus souvent, il est utilisé dans des puits encore éruptifs et même des puits neufs. − Les puits à eau : Ces puits produisent des aquifères pour divers usages tels que la réinjection dans un réservoir à huile ou l’usage domestique. Il arrive aussi que le gas-lift soit utilisé pour produire de l’eau de mer. Il n’y a pas de différence entre un design de gas-lift pour puits à huile et pour puits à l’eau. Les puits peu profonds utilisent souvent de l’air plutôt que du gaz (air lift). − Démarrage des puits : Dans certains cas, le gas-lift sert uniquement à mettre en route un puits mort qui pourra se passer d’activation dès son éruptivité retrouvée. Il existe des puits à gaz équipés d’un mandrin de gas-lift pour les relancer après un ennoiement du tubing par de l’eau. − Nettoyage de puits injecteur (Injector clean up) : Les puits injecteurs ont besoin périodiquement d’être mis en production pour éliminer des particules qui encombrent les perforations ou la formation. Cette opération est souvent assurée par un passage du puits en gas-lift. Elle est souvent couplée avec un nettoyage à l’acide. 2.2 LES PRINCIPAUX PARAMETRES DU GAS-LIFT 2.2.1 Pression en tête de puits (Well head pressure) Plus la pression en tête est basse et moins il faudra de gaz pour produire la même quantité de fluide. En outre, un faible volume de gaz injecté permet d’avoir des installations de surface peu encombrées, faisant ainsi décroître la pression des collectes. Une pression en tête basse améliore donc l'efficacité du puits et celle des puits voisins. Il en découle que les puits en gas-lift ne doivent jamais être 'dusés' en tête de puits. Une règle du pouce dit que les besoins en gaz sont divisés par 2 quand la pression en tête de puits est divisée par 2.
  20. 20. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 20/150 2.2.2 Pression du gaz injecté La pression du gaz injecté affecte le nombre de vannes de décharge. Ainsi, une pression élevée peut permettre de fonctionner sans vanne de décharge en ‘single point’ ce qui simplifie grandement la conception, l’exploitation et la maintenance du puits. Quand la pression disponible est faible, il est très utile de pouvoir l’augmenter pendant quelques heures de 10 à 15 bars pour démarrer le puits (to kick off the well). De même, il est très important de savoir si la pression actuelle du gaz ne chutera pas dans le temps, rendant impossible le redémarrage d’un puits. 2.2.3 Profondeur de l’injection du gaz Plus le point d’injection est profond, et plus le gaz injecté est efficace. Un point d’injection profond apporte une amélioration très nette de la production du puits surtout pour les puits à IP forts. De même, une part importante de la production possible d'un puits peut être perdue si le gaz est injecté à partir d’une vanne de décharge fuyarde au lieu de la vanne opératrice (operating one). Certaines complétions sont équipées d'un packer avec by-pass pour permettre au gaz de descendre le plus bas possible. 2.2.4 IP important et effet de peau (high PI and Skin effect) La productivité d’un puits dépend directement du ‘draw-down’ et donc de la pression de fond en écoulement. L’activation par gas-lift réduit cette pression comme le font toutes les méthodes d’activation. L’effet est flagrant dans les puits à grands IP où le gas-lift amène des débits spectaculaires. On appelle ‘effet de peau’ l’endommagement des premiers centimètres du réservoir. L’effet de peau (skin) a pour effet direct de réduire l’IP et doit être combattu par un des nombreux procédés connus tels que l’acidification, la re-perforation, etc. Un puits avec un IP réduit nécessite une plus grande quantité de gaz. 2.3 CARACTERISTIQUES, AVANTAGES ET LIMITES DU GAS-LIFT 2.3.1 Caractéristiques Le gas-lift est un moyen efficace d’activer un puits et peut être mis en œuvre dans toutes sortes de puits y compris ceux à très faibles ou très grands débits, ceux qui produisent des solides, offshore ou onshore et surtout ceux à GLR élevé. La conception d’une installation gas-lift n’est pas difficile et les ordinateurs disponibles de nos jours facilitent grandement ce travail. Cependant, les données doivent être collectées avec soin sans quoi, des résultats erronés seront produits. Les puits en gas-lift sont faciles à réparer, à l’exception des puits dont les vannes ne sont pas récupérables au câble (tubing mounted valves) mais le diagnostic des pannes est difficile. Le principal problème du gas-lift est la disponibilité en gaz car de grandes quantités de gaz comprimé sont nécessaires. Si le gaz est rare, il doit être recyclé ce qui nécessite de puissants compresseurs. Les investissements et les coûts opératoires peuvent être faibles lorsque du gaz de haute pression est disponible sur le site. Néanmoins, ce gaz devra être recomprimé pour être exporté.
  21. 21. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 21/150 2.3.2 Avantages − l’investissement au niveau de la complétion du puits est marginal. Des mandrins peuvent être inclus dans la complétion initiale même si le puits est prévu pour produire naturellement dans une première phase. − le gas-lift s’adapte à tous les profils de puits : grande déviation ou puits en hélice. La seule limitation est d’avoir la possibilité de descendre un train d’outils au câble pour la pose de vannes si nécessaire. − grâce au gas-lift, de gros volumes de fluide peuvent être produits : les pertes de charge sont la seule limite. − le gas-lift est tout-à-fait compatible avec de hauts GLR : le gaz de la formation aidera à remonter le contenu du tubing. Cependant, aux faibles pressions de fond, du gaz se libère dans la formation ce qui réduit la productivité du réservoir (voir chapitre 1.2.2., équation de Vogel). − le gas-lift est compatible avec la production de solides ou de grands volumes d’eau. − le gas-lift est très flexible : le débit de gaz est facilement ajustable depuis la surface. Les vannes de gas-lift sont récupérables au câble à faible coût. − il est possible de commander le puits à distance par télémétrie. 2.3.3 Les limites du gas-lift − le gas-lift nécessite d’importants investissements de surface. Du gaz sous haute pression est rarement disponible sur un champ. Ainsi, une station de compression (compression plant) est à prévoir et peut nécessiter la construction d’une nouvelle plate-forme dans les développements offshore. Quand du gaz à haute pression est utilisé, il revient à la surface à une pression basse et doit être re-comprimé pour être vendu ou ré-injecté. Il est très rare de nos jours que du gaz soit envoyé à la torche et nous ne pouvons que nous réjouir de cette économie d’énergie liée à la protection de l’environnement. − le gas-lift en continu fonctionne mal lorsque la pression du réservoir devient très basse. Dans de telles conditions, le gas-lift intermittent peut améliorer les performances du puits. − le gas-lift a besoin d’une alimentation continue de gaz. Dans une installation en boucle où le gas produit est ré-injecté après re-compression, un arrêt complet des installations peut rendre délicat le redémarrage du champ. Il est alors nécessaire de pouvoir alimenter au moins un puits pour produire le gaz additionnel qui alimentera les autres puits. Parfois, un ou deux puits équipés de pompes électro-submersibles sont à prévoir pour permettre de produire les premiers volumes de gaz. − le gas-lift est très sensible à la pression en tête de puits et peut devenir très peu performant quand cette contre pression est élevée. − si le gaz est corrosif, il faut soit le traiter, soit mettre en place des complétions en aciers spéciaux. − le gas-lift s’accompagne de problèmes de sécurité et de précautions à prendre dus à la manipulation de gaz à haute pression. Ces problèmes sont décuplés en la présence de H2S dans le gaz.
  22. 22. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 22/150 2.3.4 Comparaison entre le gas-lift et les autres techniques d'activation Le tableau de l’annexe 6 compare le gas-lift aux autres moyens d’activation qui ne peuvent être développés dans ce cours. Les points forts et les points faibles de chacun comparés au gas-lift sont : ESP, Pompe Electro Submersible (Electro Submersible Pump) − Points forts comparés au gas-lift : − peut atteindre des pressions de fond en écoulement plus basse (bottom hole flowing pressure) − rendement plus élevé (higher efficiency) − électricité plus facile à produire que le gaz − Points faibles comparés au gas-lift : − ne peut produire en présence de gaz libre dans l'effluent, même si le GLR est faible − peu flexible, à l’exception des puits avec variateurs de vitesse − détection des problèmes plus difficiles − réparations (repairs) plus difficiles − accès au réservoir nécessitant des complétions complexes − pannes plus fréquentes (lower MTBF -mean time between failures) Pompage aux tiges (Rod pumping) − Points forts comparés au gas-lift : − adapté aux puits isolés − électricité plus facile à produire que le gaz − meilleur pour les huiles lourdes − Points faibles comparés au gas-lift : − peu flexible − réparations (repairs) plus difficiles − pas adapté aux gros volumes produits − ne peut produire en présence de gaz libre, même si le GLR est faible PCP, pompe à cavité progressant (progressive cavity pump) − Points forts comparés au gas-lift : − capable de produire des puits chargés de paraffine et de solides − adapté aux puits isolés − électricité plus facile à produire que le gaz − Points faibles comparés au gas-lift : − réparations (repairs) plus difficiles − peu flexible − pas adapté aux gros débits
  23. 23. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 23/150 Pompe à effet Venturri (Jet pumping ) : − Points forts comparés au gas-lift : − adapté aux puits isolés − électricité plus facile à produire que le gaz − Points faibles comparés au gas-lift : − peu flexible − pas adapté aux gros volumes produits − besoin de gros volumes de liquide à haute pression.
  24. 24. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 24/150 3 LES EQUIPEMENTS DE FOND DU "GAS-LIFT" Note : Dans les pages qui suivent, les explications s’adressent à un puits en gas-lift direct, c’est-à-dire, que le gaz est injecté dans l’annulaire tubing-casing et que le puits produit dans le tubing. Ainsi, la pression gaz est la pression de l’annulaire et la pression du fluide est la pression du tubing. 3.1 LES VANNES DE GAS-LIFT, LEURS FONCTIONS ET LEURS PRINCIPES L’invention des vannes a révolutionné le gas-lift. Elles se comportent en régulateur de flot de gaz, piloté par la pression amont ou par la pression aval suivant le modèle. Les vannes de gas-lift sont descendues dans les puits à l’aide d’une corde à piano (lick line), manœuvrées par un treuil et posées dans des mandrins (side pocket mandrels). Ces mandrins sont vissés sur le tubing (tubing mounted) et différents types et tailles de mandrins sont disponibles sur le marché. Le choix des mandrins et des vannes dépend de la taille du casing et du tubing, du chemin emprunté par le gaz (annulaire ou intérieur du tubing) et du débit d’injection du gaz. Quand le gaz est injecté dans un tube concentrique de petit diamètre (concentric macaroni) (voir § 3.9.2.1), les vannes ne peuvent être manœuvrées au câble (wireline retrievable) et tout changement de design ou toute panne nécessite la remontée du tube concentrique avec une unité de snubbing. Ceci peut concerner le re-positionnement des mandrins, la modification du tarage des vannes de décharge ou le changement de la duse de fond. Les vannes de gas-lift permettent de faire descendre le point d’injection à une cote plus profonde en fonction de la pression de gaz disponible. La dernière vanne est appelée la ‘vanne opératrice’ et, en général, n'est constituée que d’une duse calibrée. Un minimum de 3 bars de chute de pression est à prévoir sur cette duse pour assurer une bonne stabilité du débit. En positionnant la vanne opératrice le plus profondément possible, on assure une efficacité maximale au gaz injecté. Les vannes situées au-dessus de la vanne opératrice sont appelées les ‘vannes de décharge’ (‘unloading valves’). Elles sont utilisées pour éliminer (décharger) les fluides lourds présents à l’intérieur du tubing tels que la saumure circulée durant une reprise ou l’eau de formation qui envahit un puits durant un arrêt. Les vannes de gas-lift sont conçues pour s’ouvrir et se fermer suivant certaines conditions de pression et de température existant au droit de la vanne. Ces conditions sont données par des calculs faits à la main ou par un ordinateur et seront utilisés pour le tarage des vannes à l’atelier. Durant les opérations normales d’exploitation du puits, toutes les vannes de décharge doivent être fermées. Ces vannes sont toujours faites avec des alliages de très bonne qualité. Les tailles communes font 1” ou 1” ½ de diamètre extérieur. Un verrou empêche que la vanne ne sorte de leur mandrin. Les vannes peuvent être remplacées par des bouchons pleins (dummy valves) pour certaines applications telles que le test du tubing. Il y a de nombreux types de vannes mais elles se classent en deux familles principales : − les vannes pilotées par la pression du casing (casing operated valves - COV) sensibles à la pression dans le casing ou la pression amont (upstream pressure). Elles sont aussi dénommées ‘pressure operated valves’’.
  25. 25. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 25/150 − les vannes pilotées par la pression dans le tubing (tubing operated valves - TOV) sensibles à la pression du tubing ou pression aval (downstream pressure). Elles sont aussi dénommées'fluide operated valves'. Des variantes existent ensuite dans chacune des deux familles telles que : l’équilibrage des pressions, l’ajout d’un ressort de fermeture, etc. Les vannes opérées par le casing sont faciles à commander car la pression annulaire est bien connue et facile à contrôler. Ce n’est pas le cas des vannes opérées par la pression du tubing car il est difficile d’estimer la pression au droit des vannes et d’agir sur elle. Ceci est la raison principale de la popularité des COV et de son emploi fréquent. De plus, une conception avec des vannes ‘tubing’ TOV nécessite plus de vannes pour atteindre le point d’injection final. Il faut se souvenir que le type de vannes utilisées et leurs réglages peuvent être facilement modifiés par une opération au câble. Par contre, la profondeur des mandrins est définitive. Il y a d’autres types de vannes moins usuels tels que : − les vannes à réponse proportionnelle (proportional response valves) − les vannes pour écoulement dans le casing (valves for casing flow) − les vannes pour gas-lift intermittent 3.2 LES VANNES OPEREES PAR LA PRESSION DU CASING (COV) 3.2.1 Mécanisme de la vanne Les vannes ‘casing operated’ sont sensibles à la pression du gaz injecté (la pression du casing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en aval (la pression du tubing) a un petit effet sur l'ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du casing atteint la pression d'ouverture, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège. Ce qui permet au gaz de s'écouler au travers de l'orifice. L'écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. Les principaux composants d’une vanne COV sont : − le soufflet (bellow) pressurisé en surface à l’azote. On appelle Ab la section radiale du soufflet. Dans le puits, la pression du casing s'oppose à la pression de l’azote. Pour éviter l’écrasement, le soufflet est partiellement rempli de silicone et possède une butée. − la bille et son siège (ball and seat). Quand la bille quitte son siège, le gaz coule au travers d’un orifice (port). La taille de cette restriction appelée Ap (port area) est un des principaux paramètres du tarage de la vanne. Le sous- ensemble ‘bille et siège’ (ball and seat) peut être facilement changé en surface pour augmenter ou réduire la taille de l’orifice Ap. Cette taille détermine le débit de gaz. La bille et le siège sont en carbure de tungstène, parfois en ‘monel’. − un clapet anti-retour (check valve) pour que le fluide du tubing n’envahisse pas l’annulaire. − un verrou pour empêcher que la vanne ne quitte la poche aménagée pour elle dans le mandrin. − un corps en acier inoxydable.
  26. 26. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 26/150 La figure 3.1 donne le schéma simplifié d’une vanne ‘casing operated’ où : − Pb est la pression dans le soufflet (pressure inside the bellow) − Pt est la pression du tubing (tubing pressure) − Pc est la pression dans le casing (casing pressure) − Ab est la section radiale du soufflet (area of the bellow) − Ap est la section de passage de l’orifice (area of the port) 3.2.2 Forces quand la vanne COV est fermée Figure 3.1 : vanne CO (casing operated) Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) nécessaire au niveau de la vanne pour obtenir son ouverture. Toutes les pressions sont des pressions fond, au droit de la vanne. A/ Fo, Forces tendant à ouvrir la vanne − la pression du casing Pc comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et sa valeur est égale à Pc ( Ab – Ap) − la pression du tubing Pt s’applique sur la section de l’orifice Ap. Cette force aussi tend à ouvrir la vanne et sa valeur est Pt . Ap − La somme de ces deux forces donne : Fo = Pc . ( Ab – Ap) + Pt . Ap B/ Fc , Forces tendant à maintenir la vanne fermée − La pression de l’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ap. Cette force garde la vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb . Ab (on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante) C/ Ouverture de la vanne La vanne s’ouvrira quand les pressions Fo et Fc seront égales. A ce moment, la pression du casing est appelée Pcvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (casing pressure when valve opens). Fo = Pc . ( Ab – Ap) + Pt . Ap Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne la formule
  27. 27. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 27/150       − −      − = ApAb Ap AbPt ApAb Ab AbPbPcvo La pression d’ouverture Pcvo dépend de constantes, y compris la pression du soufflet Pb. La seule variable est Pt, la pression du tubing. La vanne s’ouvrira bien sous l’effet du casing qui atteindra une pression Pcvo. Elle est bien ‘casing operated’ mais avec un effet généré par la pression du tubing (tubing effect) : Un coefficient TEF (tubing effect factor) est défini et est invariable : TEF = (Ap / Ab – Ap) TEF est faible, de 5 à 25 %. TE = TEF * Pt TE est appelé effet tubing (en bar ou psi) et est égal à TEF*Pt 3.2.3 Forces quand la vanne COV est ouverte Les calculs ci-dessous, déterminent la pression amont (casing) nécessaire au niveau de la vanne pour obtenir sa fermeture. Les pressions sont des pressions fond, au droit de la vanne. A/ Fo = Forces tendant à maintenir la vanne ouverte − la pression du casing Pc écrase le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte. Fo = Pc . Ab B/ Fc = Forces tendant à fermer la vanne − la pression d’azote dans le soufflet Pb agit sur la section radiale du soufflet. Cette force tend à fermer la vanne. Fc = Pb . Ab (on notera que cette force est une constante tant que la température reste constante). La vanne se fermera quand les forces d’ouverture et de fermeture seront égales. A cet équilibre, la pression du casing est appelée Pcvc (casing pressure at valve when valve closes). Fo = Pc . Ab Fc = Pb . Ab Fo = Fc donne une formule simple : Pcvc = Pb La force pour fermer la vanne dépend seulement de la pression du casing. La vanne se fermera lorsque la pression dans le casing Pc sera égale ou inférieure à la pression du soufflet Pb aux conditions fond (conditions surface plus effet de la température).
  28. 28. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 28/150 3.2.4 La plage d'ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d’une vanne est appelée la plage d'ouverture ou fourchette (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture doit être soustraite de l’équation d’ouverture. On obtient après résolution du système : Fourchette = TEF ( Pb – Pt) Par exemple, une vanne avec un TEF de 0.11, une pression de soufflet Pb = 700 psi et une pression de tubing Pt = 500 psi aura une fourchette de : Fourchette = 0.11 (700 – 500) = 22 psi La ‘fourchette’ représente pour chaque vanne la perte de pression annulaire (gas-lift direct) pour obtenir la fermeture de la vanne. Il importe de s’assurer que cette valeur : − n’est pas trop faible car le système deviendrait trop sensible − n’est pas trop forte car cela rapprocherait les vannes les unes des autres et conduirait à un point d’injection final trop haut. Pour agir sur la valeur de la fourchette, il est possible d’agir sur TEF en choisissant une vanne différente car : TEF = Kc = Ab = diamètre du soufflet Ap = diamètre de l’orifice Néanmoins, le diamètre de l’orifice est dicté par la quantité de gaz à passer. De même, il n’est pas toujours possible de sélectionner des soufflets pour vannes 1"½ car ceci oblige à descendre des mandrins plus gros, pas toujours compatibles avec la complétion. 3.3 VANNES OPEREES PAR LE TUBING (TOV) 3.3.1 Mécanisme de la vanne L'étude des vannes 'tubing operated' suit la même démarche que celle des vannes 'casing operated' présentée au chapitre 3.2. Les vannes ‘tubing operated’ sont sensibles à la pression de l'effluent (la pression du tubing). Cependant, il sera démontré dans les paragraphes suivants que la pression en amont (la pression du casing) a un petit effet sur l'ouverture de la vanne et aucun sur la pression de fermeture. Quand la pression du tubing atteint la pression d'ouverture, le soufflet se comprime, tire sur la bille de fermeture et la décolle de son siège ce qui permet au gaz de s'écouler au travers de l'orifice. L'écriture des équations montrera que la vanne réagit différemment suivant sa position, ouverte ou fermée, avec des systèmes de forces différents. Les vannes TO de par leur conception, fonctionnent en régulateur de la pression tubing. Si cette pression augmente, le débit gaz augmente et allège la colonne ce qui fait chuter la pression et la ramène à la valeur du design. Le phénomène inverse apparaît si la pression diminue. _ Ap__ Ab – Ap
  29. 29. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 29/150 Les principaux composants d’une vanne TOV sont : − le soufflet (bellow) pressurisé en surface à l’azote si nécessaire. On appelle Ab la section radiale du soufflet. Dans le puits, la pression du tubing s'oppose à la pression de l’azote. La Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated) montre une vanne dont le soufflet est assisté d'un ressort. Ce ressort n'apparaît pas dans tous les types de vannes. La valeur St utilisée dans les calculs est le 'coefficient de ressort' (en psi) fourni par le constructeur. Pour éviter l’écrasement, le soufflet est partiellement rempli de silicone et possède une butée. − la bille et son siège (ball and seat). Quand la bille quitte son siège, le gaz coule au travers d’un orifice. La taille de cette restriction appelée Ap est un des principaux paramètres au tarage de la vanne. Le sous-ensemble ‘bille et siège’ (ball and seat) peut être facilement changé en surface pour augmenter ou réduire la taille de l’orifice (port area) Ap. Cette taille détermine le débit de gaz. La bille et le siège sont en carbure de tungstène, parfois en ‘monel’. − un clapet anti-retour (check valve) pour éviter le fluide du tubing envahisse l’annulaire. − un verrou pour empêcher que la vanne ne quitte la poche aménagée pour elle dans le mandrin. − un corps en acier inoxydable. − la Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated) montre le schéma simplifié d'une vanne 'tubing operated' où : − Pb est la pression dans le soufflet − Pt est la pression du tubing − Pc est la pression dans le casing − Ab est la section radiale du soufflet − Ap est la section de l’orifice 3.3.2 Forces quand la TOV est fermée Figure 3.2 : Vanne TO (tubing operated) Les calculs ci-dessous, déterminent la pression aval (tubing) au niveau de la vanne pour son ouverture. Pour les vannes sans ressort, il suffit de prendre St=0. A/ Fo = Forces tendant à ouvrir la vanne − la pression tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à ouvrir la vanne et agit contre la section du soufflet Ab moins la surface de l’orifice Ap. Sa valeur est : Pt (Ab – Ap) − la pression du casing Pc agit contre la surface de l’orifice. Sa valeur est : Pc . Ap Fo = Pt . ( Ab – Ap) + Pc . A p B/ Fc = Forces tendant à maintenir la vanne fermée
  30. 30. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 30/150 − la pression d’azote dans le soufflet Pb agit contre la section radiale du soufflet Ap. Cette force garde la vanne en position fermée et sa valeur est : Fc = Pb.Ab (on notera que cette force est une constante si la température reste constante) − la force du ressort égale à St (Ab – Ap) Fc = (Pb . Ab) + St (Ab – Ap) C/ Ouverture de la vanne La vanne s’ouvrira quand les forces Fo et Fc seront égales. A ce moment, la pression du tubing est appelée Pcvo, pression à laquelle la vanne s’ouvre (tubing pressure when valve opens). Fo = Pt . ( Ab – Ap) + Pc . Ap Fc = (Pb . Ab) + St (Ab – Ap) Fo = Fc donne la formule :       − −+      − = ApAb Ap AbPcvoSt ApAb Ab PbPtvo (1) La pression nécessaire à l’ouverture de la vanne provient du tubing et dépend de constantes, y compris la pression Pb du soufflet. La seule variable est Pc, la pression du casing. La vanne est bien ‘tubing operated’ mais avec un effet casing (casing effect factor) : CEF = Ap / Ab – Ap CEF est faible, de 5 à 25 % Si on utilise aussi le ratio R = Ap / Ab, caractéristique de la vanne CEF = R / 1 – R De même l'effet tubing s'écrit Pc * CEF L’équation (1) devient : Ptvo = Pb[1/ (1-R)] + St – Pc [ R / (1-R)] 3.3.3 Forces quand la TOV est ouverte Détermination de la pression tubing à la hauteur de la vanne pour la fermer. A/ Force tendant à maintenir la vanne ouverte − la pression du tubing Pt comprime le soufflet et le raccourcit. Cette force tend à maintenir la vanne en position ouverte : Fo = Pt . Ab B/ Forces tendant à fermer la vanne − la pression d’azote dans le soufflet Pb s’applique à toute la section du soufflet. Cette force travaille dans le sens de la fermeture et est exprimée par : Fc = Pb . Ab + St (Ab – Ap) (Valeur constante si la température reste constante) Note : Fc = Pb.Ab pour une vanne sans ressort
  31. 31. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 31/150 C/ Fermeture de la vanne La vanne se fermera quand les forces d’ouverture et de fermeture seront égales. A cet instant, la pression tubing est appelée Ptvc (tubing pressure when valve closes). Fo = Pt . Ab Fc = Pb . Ab + St (Ab – Ap) Fc = Fo donne la formule Ptvc = Pb + St (Ab – Ap)/Ab Note : Ptvc = Pb pour une vanne sans ressort En utilisant R = Ap / Ab Ptvc = Pb + St (1 – R) La force pour fermer la vanne ne dépend que de la pression du tubing. 3.3.4 Plage d’ouverture ou "fourchette" (Spread) La différence entre la pression d’ouverture et la pression de fermeture d’une vanne est appelée la plage d’ouverture ou fourchette (spread). Pour calculer cette plage, l’équation de fermeture doit être soustraite de l’équation d’ouverture. On obtient après résolution du système : Fourchette = CEF {( Pb + St(1-R) - Pc)} Pour une vanne sans ressort St = 0 Fourchette = CEF (Pb – Pc) 3.4 AUTRES VANNES 3.4.1 Les vannes à réponse proportionnelle Cette vanne est similaire à la vanne COV vue au paragraphe 3.2 avec la pression du casing qui agit sur le soufflet mais celui-ci n’est pas pressurisé. Il est emplit d’un gel de silicone et transmet les forces extérieures. Un ressort fournit la force de fermeture. Durant les opérations, le faible espace entre la bille et son siège est ajusté suivant les besoins en gaz du puits. Cette duse variable est asservie aux conditions du puits et en particulier à la pression du tubing. Avantages de ce type de vanne : − le volume de gaz injecté correspond aux besoins du puits (si le tarage a été bien fait et si les paramètres du puits sont bien connus) − adaptée au gas-lift double (dual gas-lift) − insensible à la température Inconvénients : − la pression d’injection doit être maintenue constante − le design demande plus de vannes − le design est plus complexe et doit être très précis
  32. 32. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 32/150 3.4.2 Les vannes balancées Ces vannes assez peu utilisées possèdent un joint torique sur la tige manoeuvrant la bille. Ceci permet à la vanne d’être isolée de la pression du tubing et d’avoir la pression d’ouverture et la pression de fermeture égales à la pression du soufflet. Ainsi, la fourchette est nulle quelque soit la taille de l’orifice. 3.4.3 Les ‘pilot valves’ Ces vannes sont destinées au gas-lift intermittent où des orifices très gros sont nécessaires. Comme les gros orifices posent un problème de ‘fourchette’ trop élevées, ces vannes sont conçues avec deux orifices. Un petit qui entre dans le calcul des formules d’ouverture et qui s’ouvre en premier, c’est le ‘control port’ ou ‘orifice de contrôle’. Un second de gros diamètre qui permet de gros débits de gaz, c’est le ‘power port’ ou ‘orifice de travail’. 3.4.4 Les vannes pour production par le casing Les vannes avec production annulaire (gas-lift inverse - reverse gas-lift) sont semblables aux vannes avec production dans le tubing (gas-lift direct - direct gas- lift). Elles sont posées au câble dans un mandrin ou vissées au tubing. On retrouve les mêmes composants : soufflet, ressort, siège, bille et clapet anti retour. De même, elles peuvent être opérées par la pression du gaz injecté ou par la pression de l’effluent. Les mandrins sont parfois équipés d’un déflecteur de gaz constitué d’un matériau très dur pour éviter l’érosion de la paroi interne du casing par le gaz injecté. 3.5 TARAGE DES VANNES EN ATELIER 3.5.1 Objectifs du tarage Durant la conception d’une installation gas-lift, il a été possible de calculer pour chaque vanne, les conditions de tarage des vannes. A la surface, les soufflets doivent être pressurisés, en tenant compte des changements de température entre l’atelier et le puits en utilisant un coefficient Ct. La pression d’ouverture calculée dans les conditions fond est à utiliser pour ajuster la pression d’ouverture au banc de tarage. La pression dans les soufflets en surface est appelée Pbst (Pbst1 pour la première vanne, Pbstn pour la énième). La première étape consiste à pressuriser les soufflets à l’azote en appliquant environ 3 bars (50 psi) de plus que la valeur calculée. La vanne est conservée 15 minutes dans un bain pour stabiliser sa température. Ensuite, une pression prédéterminée est appliquée sur le côté casing (vannes COV) ou tubing (vannes TOV) et le soufflet est purgé lentement jusqu’à ouverture de la vanne. Après cet ajustement, les vannes doivent rester deux heures dans une cellule sous haute pression pour vieillissement (ageing). Enfin, la calibration est vérifiée en appliquant à nouveau une pression sur le soufflet. Si la pression d’ouverture à changer de 0,5 bar, le tarage doit être refait.
  33. 33. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 33/150 3.5.2 Tarage des vannes ‘casing operated’ − rappel de l’équation d’ouverture du §3.2.2 : la vanne s'ouvre à Pcvo = Pb . Ab / (Ab – Ap) – Ptvo . Ap / (Ab – Ap) avec Ap / (Ab – Ap) = TEF qui est une caractéristique de la vanne (appelée aussi Kc) − il est possible d’écrire que Ab / (Ab – Ap) = 1 + Kc et l’équation devient : Pcvo + Ptvo . Kc = Pb (1 + Kc) (1) − la vanne de gas-lift est installée dans un banc de test (test rack) comme le montre la figure 3.4. L’équation d’ouverture ci-dessus, appliquée au banc de test se modifie avec Pcvo = Potr, Pb = Pbst et Ptvo = 0 et s’écrit : Potr (Ab – Ap) = Pbst . Ab Pbst = Potr / (1 + Kc) (2) Nous avons ainsi une équation entre Pbst, (pression du soufflet à la température de surface - bellow pressure at surface temperature) et Potr (pression d’ouverture de la vanne à appliquer au banc de test - test rack pressure to open the valve). Pb est la pression de charge du soufflet à la cote de la vanne avec une température Tiv (bellow charge pressure at depth with Tiv temperature). A la surface, cette pression est Pbst, pression du soufflet en surface avec une température Tset (bellow pressure at surface with a temperature Tset). Pbst et Pb sont en relation directe par le coefficient de correction de température Ct (voir annexe 5b). Pbst = Pb * Ct (3)
  34. 34. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 34/150 Figure 3.3 : COV on a calibration rack Pbst = Ct . Pb (3) − en réduisant les équations (1) , (2) et (3), on obtient : Potr = (Pcvo + Ptv. Kc) Ct Cette nouvelle équation nous permet de calculer la pression au banc de test (test rack pressure) à appliquer à l’entrée gaz pour ajuster la pression d’azote dans le soufflet, Pcvo and Ptvo étant données par les calculs gas-lift. Le soufflet est préchargé à une valeur supérieure à Pbst et la valeur de Potr est appliquée à l’extérieur du soufflet. Le soufflet est ensuite purgé lentement jusqu’au décollement de la bille. − rappel de l’équation de fermeture du § 3.2.3: Pcvc = Pb
  35. 35. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 35/150 Nous avons écrit ci-dessus : (1) Pbst = Pb . Ct and (2) Pbst = Potr (1 + Kc) On obtient la formule suivante : Pcvc = Potr / (1 + Kc) . Ct Pcvc est la pression du casing à la profondeur de la vanne à la fermeture (valve closing casing pressure at valve), mais il serait plus utile de connaître cette pression Pc à la surface et non pas au fond. Pour cela, il suffit de soustraire le poids de la colonne de gaz (gas column weight) entre la surface et la vanne, ∆∆∆∆Pc. Pc = Pcvc - ∆Pc Pc = [Potr / (1 + Kc) . Ct] - ∆ Pc Durant la phase de décharge, la pression du casing en surface devra être baissée à cette valeur pour fermer la vanne. 3.5.3 Tarage des vannes ‘tubing operated’ − rappel de l’équation d’ouverture du § 3.3.2 : la vanne s’ouvre à :       − −+      − = R R PcvoSt R PbPtvo 11 1 − sur le banc de tarage, la pression du casing est nulle et il est possible d’écrire : St R PbPtroPtvo +      − == 1 1 Si le soufflet n’est pas pressurisé, Pb = 0 et Ptro = St A noter que la pression dans le soufflet est ajustée pour tenir compte des changements de température entre le fond et la surface en utilisant le coefficient Ct Pbst = (Pb.Ct) − pour calibrer la vanne, Pb peut être calculée en utilisant l’équation du § 3.3.3 Pb = Ptvc – St (1-R) Ptvc est donné par le design du gas-lift. R et St peuvent être trouvés dans les spécifications du fournisseur. Par exemple : Ptvc = 1200 psi d'après les calculs St 500 psi et (1-R) = 0.95 d'après le constructeur Alors Pb = 1200 – 500 (0.95) = 725 psi à la température de la vanne Pb = 725 * 0.8 = 580 psi à la température de surface avec Ct = 0.8 − la pression au banc de tarage est calculée comme ci-dessous : Ptro = (580 / 0.95) + 500 = 1110 psi
  36. 36. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 36/150 3.6 LES MANDRINS A POCHE Ces réceptacles vissés au tubing reçoivent les vannes dans une poche latérale. Il en existe différents modèles pour vannes de 1" ou 1"½. La pose et la dépose des vannes se font au câble et l’opérateur doit posséder une bonne expérience pour bien sentir en surface ce qui se passe au fond. De nos jours, les outils destinés à intervenir dans les poches latérales sont très performants, ce qui permet d’équiper de mandrins des puits très déviés (jusqu’à 60°). Certaines vannes ne sont pas récupérables au câble, en particulier dans les puits avec petit tubing (macaroni) concentrique pour injection de gaz. 3.7 LES VANNES DE SECURITE DE SUB-SURFACE Ces vannes ne sont pas toujours descendues pour contrôler l’injection du gaz, mais de plus en plus d’exploitants les exigent pour les puits en mer. Si du côté tubing, il est facile d’installer des vannes, tout se complique du côté annulaire. Un packer supplémentaire avec by-pass est à mettre en place et des pertes de charges supplémentaires apparaissent. 3.8 LES PACKERS Un puits en gas-lift sont parfois équipés de packer de fond avec un by-pass pour que le gaz puisse descendre le plus bas possible. Ce by-pass peut-être concentrique au mandrin du packer ou parallèle. 3.9 LES COMPLETIONS GAS-LIFT Quelques exemples de complétions gas-lift sont donnés, ci-après. Le gas-lift est un domaine où souvent les ingénieurs se plaisent à dessiner des profils complexes parfois couronnés de beaux succès mais aussi soldés d’échecs sévères. La règle est de chercher le maximum de simplicité. Une complétion complexe demande une excellente préparation, un programme opérationnel très détaillé pour le rig, des calculs précis, des tests en atelier et enfin une supervision sans faille. 3.9.1 Complétions pour gas-lift direct Le dessin en annexe 12a représente une complétion standard pour faire du gas-lift direct. Le gaz est injecté dans l’annulaire tubing–casing et le réservoir est produit par le tubing. C’est le design le plus fréquent de par sa simplicité et sa facilité opérationnelle. Les vannes sont manœuvrées au câble pour les tubings d’un diamètre nominal de 2’’ 7/8 et plus. Le packer supérieur est parfois équipé d’un by- pass pour permettre au gaz de descendre le plus bas possible dans le puits. Dans les puits équipés d’un tubing de gros diamètre, de 4’’ ½ à 7’’, il est possible d’adapter la complétion au gas-lift sans faire de reprise (work over). Pour cela, le tubing est perforé à différentes cotes étagées comme sont étagés les mandrins de gas-lift. Des chemises (pack off) équipées de vannes de gas-lift viennent ensuite couvrir chaque trou en faisant étanchéité (voir annexe 12e). Elles sont posées au câble électrique et peuvent être remontées au câble lisse (slick line). Le gaz est injecté dans l’annulaire.
  37. 37. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 37/150 3.9.2 Gas-lift inverse (Inverse gas-lift) 3.9.2.1 Tubing concentrique (Concentric tubing string) La complétion annexe 12b représente un puits où le gaz est injecté dans un petit tube concentrique appelé ‘macaroni’. Ce genre de profil est très courant mais le système fonctionne de la même manière avec des tubes concentriques de gros diamètre descendus au cours de la vie du puits. Ainsi, il n’est pas rare de voir des tubings 7’’ recevoir un tube 4’’ ½ pour activer le puits au gas-lift. Cette solution se rencontre en général dans des puits où le gas-lift n’a pas été prévu à la fin du forage du puits et la pose d’un tube concentrique est un moyen simple et peu coûteux d’activer le puits. Le ‘macaroni’ est en général descendu avec une unité de snubbing, avec ou sans pression dans le puits. Dans tous ces puits, le puits produit dans le tubing initial et non pas dans le casing. Comme pour le gas-lift direct, les vannes de gas-lift sont récupérables au câble sauf pour les diamètres inférieurs à 2’’ 7/8. Dans des puits où les vannes de décharge sont inutiles (single point), il est très économique de dérouler un coil tubing dans la complétion initiale, de le couper en surface et de le poser dans un adaptateur de la tête de puits. Des vannes de sécurité de sub surface existent pour ce genre de complétions mais elles compliquent considérablement la mise en place du tube concentrique. 3.9.2.2 Gas-lift avec production dans le casing Pour les très gros débits, il est possible de concevoir des puits où la production du réservoir passe directement dans le casing avec injection de gaz dans le tubing. Ce procédé présente quelques défauts : − il est impossible de faire des mesures du côté de l’effluent, c’est-à-dire entre le tubing et le casing, telles que des mesures de pression ou de température − de gros volumes de gaz sont nécessaires − le design et les équipements sont spéciaux − le puits n’est pas adapté au gas-lift intermittent. 3.9.3 Gas-lift double Les complétions doubles ne sont pas faciles ni à descendre, ni à remonter mais offrent la possibilité de produire dans le même puits deux réservoirs non compatibles pour une production mélangée (commingle production). Parmi les problèmes de complétion, soulignons : − La grande complexité des vannes de sécurité de sub-surface annulaire. − L’encombrement des mandrins à poche. En général, il n’est pas possible de sortir un tube seul car les mandrins ne peuvent pas se chevaucher d’un tubing sur l’autre.
  38. 38. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 38/150 La mise au point des vannes pour ces puits est délicate et il est courant qu’un tubing prive l’autre du gaz qui lui était destiné. Le gas-lift double est donc assez rare sauf pour des champs où du gaz à haute pression est disponible, autorisant du ‘single point’ sans vannes de décharge. 3.9.4 Le gas-lift parallèle (parallel gas-lift) Ce mode de production possède les mêmes inconvénients que le gas-lift double au niveau de la mise en place de la complétion. Le gaz est injecté dans un tubing alors que le second produit le réservoir. Ce genre de complétion est utilisé lorsque le gaz disponible n’est pas autorisé à entrer en contact avec le casing. Par exemple, si le filetage du casing n’est pas étanche au gaz (gas tight). Le gas-lift parallèle existe souvent dans de vieux puits initialement en complétions multiples puis reconvertis lorsque l’un des tubing a perdu son usage. 4 CONCEPTION D’UNE INSTALLATION DE GAS-LIFT Le design d’une complétion ‘gas-lift’ a deux objectifs : − déterminer la profondeur des mandrins − sélectionner les vannes à installer dans ces mandrins et calculer leurs caractéristiques. De nombreuses méthodes graphiques sont détaillées dans la littérature et toutes donnent des résultats similaires. Lors de la conception, il est important de prendre quelques coefficients ou marges de sécurité pour être certains que le puits pourra démarrer dans toutes sortes de configurations. Il est préférable d’installer un mandrin en plus plutôt que d’être obligé de faire venir un compresseur haute pression pour que le gaz puisse atteindre le premier mandrin. Le concepteur doit se souvenir de la chronologie des fermetures des vannes. Au démarrage, le puits et l’annulaire sont plein de fluide de complétion. A l’application de la pression du gaz sur l’annulaire (fortement dusé), toutes les vannes sont ouvertes et elles participent toutes au vidage de l’annulaire. Lorsque le gaz atteint la vanne 1, il passe dans le tubing et allège la colonne. Le puits en général se met à débiter lentement. La vanne numéro 1 reste ouverte tant que la vanne 2 n’est pas découverte. Quand le gaz atteint la vanne 2, la vanne 1 doit se fermer. Il en est de même pour la vanne 3 et les suivantes jusqu’à ce que le gaz atteigne la dernière vanne. Il est important que seule la dernière vanne reste ouverte durant la phase d’exploitation pour tirer le meilleur rendement du gaz injecté. Il est possible qu’une installation mal conçue ou pour laquelle des paramètres importants ont changé, se mette à fonctionner par injection de gaz par une vanne de décharge. Cette vanne est alors la vanne opératrice et les vannes plus profondes deviennent inutiles. Si le fonctionnement est correct, sans phénomène de battement, il n’est pas nécessaire de rencontrer la vanne pour la modifier ou poser un simple orifice.
  39. 39. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 39/150 4.1 COLLECTION DES DONNEES La première étape d’un design est la collecte des données en s’assurant de leur fiabilité et en se souciant de leur évolution dans le temps. Ces données doivent être analysées avec les départements concernées en imaginant les cas les plus défavorables. Quelques exemples sont donnés ci-dessous : − la pression de gaz disponible aujourd’hui pourra baisser dans le futur si ce gaz en vieillissant. Une marge de sécurité doit donc être prise sur la provient d’un réservoir. De même, des compresseurs neufs perdront de leur efficacité pression gaz et en particulier sur la pression de démarrage (kick off pressure). − si la quantité de gaz est limitée sur le champ, il est important de connaître à l’avance combien de gaz peut être assigné par puits aujourd’hui et dans le temps. − la pression de la collecte peut augmenter suite à la connection de nouveaux puits ou à la mise en gas-lift de vieux puits. Ceci pénalise fortement la production. Par contre, la pression en tête peut être très basse durant la phase de démarrage, quelques bars (50 psi) si un bourbier ou une torche est disponible. − la densité du fluide dans le puits peut pénaliser le démarrage. La revue des fluides qui pourront être présents dans le puits est à faire. − le puits peut être colmaté durant le vidage du casing ce qui peut empêcher de découvrir la première vanne. 4.2 LE POSITIONNEMENT DES MANDRINS A POCHE POUR LES COV ‘CASING OPERATED VALVES’ Un exemple numérique est pris pour faciliter la compréhension de la méthode graphique afin de positionner des mandrins équipés de vannes COV. En annexe 9, sont données les différentes courbes et tables utilisées pour la construction du graphe. Etape 1 : la première étape consiste à reporter sur un graphe ‘profondeur – pression’ toutes les données déjà en notre possession. Ces données sont regroupées dans une fiche de l’annexe 9. Les lignes suivantes sont à dessiner (voir Figure 4.1 : Conception graphique avec vannes CO) : − gradient du fluide du tubing : C’est une ligne droite. Pour la tracer, nous connaissons la pression du réservoir Pr, sa cote Lperf (point 3460 psi – 9000 ft) et le niveau statique du fluide (point 0 psi – 1000 ft). − gradient du gaz dans l’annulaire : Pour dessiner cette ligne, il est nécessaire de faire quelques calculs ou d’utiliser un graphe. L’annexe 5h explique comment trouver la pression à une profondeur donnée connaissant la pression en tête et la densité du gaz. Dans notre exemple, le gradient gaz commence à Pw=1200 psi en surface (point 1200 psi – 0 ft) et atteint 1440 psi à la cote du packer (point 1440 psi - 8200 ft). De même, nous connaissons la pression du gaz au démarrage (kick off gas pressure), qui est Pko=1440 psi et qui correspond à une pression de 1680 psi au packer. Les pertes de charges annulaires du gaz injecté seront considérées comme nulles car très faibles.
  40. 40. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 40/150 − gradient de température : Nous avons besoin de connaître la température au niveau de la vanne pour son tarage en atelier. Il est difficile de l’estimer car elle résulte du réchauffement dû au fluide produit d’une part, et d’autre part au refroidissement provenant du gaz et de sa détente dans la duse de la vanne. Une des meilleures solutions utilisée pour connaître avec précision cette température est de descendre un thermomètre dans le puits. Pour notre design, nous traçons une ligne depuis la température fond en écoulement (Twf = 85 °C) jusqu’à la température en écoulement (Twhf = 50 °C). PLOT PRESSURE - DEPTH PLOT TEMPERATURE - DEPTH 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 Pressure (psi) 0 25 50 75 100 Temperature °C _ _ PC1 = 1312 psi _ PC2 = 1154 psi _ PC3 = 1075 psi 1000 __ _ _ _ KICK OFF PRESSURE, Pko=1440 psi _ 2000 __ OPERATING PRESSURE, Pw=1200psi _ _ DESIGN PRESSURE, (Pw-50) psi _ _ 3000 __ _ _ 50 psi _ _ 4000 Pt mini=720psi _ _ VANNE 1 68 °C _ _ X' X 5000 __ _ 4550 TUBING PRESSURE WITH MAX GLR 50 psi Y 1040 Pcvo1=1590 psi Figure 4.1 : Conception graphique avec vannes CO Etape 2 : La ligne suivante à tracer est une courbe représentant le gradient de pression dans le tubing en production avec injection de gaz depuis l’annulaire. Cette courbe est à choisir parmi la multitude de courbes de gradient. L’annexe 8 donne un ensemble de courbes pour un tubing 4’’ ½ ayant 4’’ de diamètre intérieur. Celle retenue pour notre exemple est pour un tubing 4’’ ID, 100 % d’eau, 2000 bbls / jour. Le puits produira avec seulement 50 % d’eau durant sa phase d’exploitation mais pour la phase de décharge, il est préférable de prendre une saturation d’eau de 100 % car plus contraignante. Nous devons savoir si la quantité de gaz disponible est limitée ou pas. Normalement, en phase de démarrage, le maximum de gaz doit être injecté pour assurer le succès et la rapidité de la mise en production du puits. Dans ce cas, la courbe de gradient du tubing à choisir est celle du GLR maximum. Si la quantité de gaz est limitée, il faut calculer le GLR correspondant au volume de gaz disponible et sélectionner la courbe correspondante. Tracer la courbe de gradient pour une pression en tête nulle est un exercice simple. Avec une pression non nulle, ce travail demande de la pratique et de la précision. L’annexe 8 explique comment obtenir une courbe de gradient pour n’importe quelle pression en tête de puits. Dans notre exemple, la quantité de gaz est illimitée. Le gradient de pression dans le tubing est presque une ligne droite et proche de la verticale.
  41. 41. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 41/150 Etape 3 : Profondeur de la première vanne. Pour que du gaz s’écoule du casing vers le tubing, il faut que la pression annulaire au point d’injection soit supérieure à la pression du tubing. Ceci signifie que tout point situé entre la surface et le point X (point d’intersection des gradients du tubing et de l’annulaire) fonctionnera. Bien entendu, le point le plus bas serait à sélectionner, c’est-à-dire le point X. Pour tenir compte des 50 psi minimum de chute de pression à observer au travers de la vanne, un nouveau gradient casing est tracé, parallèle à l’initial et décallé de moins 50 psi. Le point X’ est la cote de la première vanne, Lv1= 4550 pieds. Aussitôt que le gaz s’écoule dans le puits, le gradient du tubing diminue et la pression au niveau de la vanne chutte. Le point X’ se déplace horizontalement vers la gauche jusqu’à atteindre le point Y appelé “la pression tubing minimum à la vanne’’ (minimum tubing pressure at valve) (Pt min v1 = 720 psi). Sous la vanne 1, nous supposons que seule de l’eau s’écoule et le gradient est inchangé (0,1 gk/cm2 /m = 0,433 psi/ft). Il est possible de déterminer la pression d’écoulement au fond (Pwf=2620 psi) ainsi que la production instantanée en connaissant l’IP (2.5 blpd/psi). Ql = PI x draw-down = 2.5 x (3460 – 2620) = 2100 blpd. Nous savons sur cette vanne : − la profondeur de la vanne 1: Lv1 = 4550 pieds − la pression casing où la vanne 1 s’ouvre: Pcvo = 1590 psi − la pression tubing minimum à la vanne Pt min v1 = 720 psi − la température dynamique à la vanne 1: Tiv1 = 68 °C − le débit liquide pendant l’injection dans la vanne 1 = 2100 blpd. Etape 4 : Calcul des caractéristiques de la première vanne : Il faut déterminer la taille de l’orifice à installer Dp (port diameter) dans la vanne. Nous savons que le GLR doit être de 1000 scf/bbls pour une production d’environ 2000 bbls/day. Ceci donne un débit de gaz injecté de 2 MMscf/jour. La pression amont duse est connue (pression casing Pcvo = 1590 psi) ainsi que la pression aval (Pt min v1 = 720 psi). L’annexe ‘4c’ donne quelques méthodes pour calculer le débit d’un gaz au travers d’une duse. Le graphe utilisé dans cet exemple est donné en annexe 9. On trouve qu’une duse de 16/64 ème de pouce convient : − connaissant la taille de la duse, nous pouvons calculer l’effet tubing défini au § 3.2.2 TEF = (Ap / Ab – Ap) Cet effet dépend des caractéristiques de la vanne sélectionnée. Le fournisseur donne une surface du soufflet de 0.77 in2 et un diamètre d’orifice Dp de O,25’’. Ab = 0.77 in2 Dp = 0.25 in soit une surface Ap = 0.0491 in2. Facteur d’effet tubing TEF = (Ap / Ab – Ap) TEF = 0.0491 / (0.77 - 0.0491) = 6.8 % TE = 720 * 0.068 = 49.2 psi
  42. 42. RECUPERATION ASSISTEE PAR GAS-LIFT 42/150 − calcul de la pression d’ouverture au banc de test : Le chapitre 3.5.2 donne la formule : Potr = (Pcvo + Ptvo. Kc) Ct Potr = (1540 + 720*0.068) * Ct Ct est le coefficient de correction de température de l’azote. L’annexe 3b donne une formule simple pour calculer CT qui peut aussi être obtenu par lecture sur des courbes. On trouve Ct = 0.85 en prenant 68°C de température à la vanne (Tiv) et en supposant que la température au banc de tarage est de 18 °C (Tset). Potr = 1398 psi − calcul de la pression casing en surface à la fermeture de la vanne 1, Pc1 : Le chapitre 3.5.2donne : Pc = Pcvc - ∆Pc Pcvc = Potr / (1 + Kc) . Ct Pc = Potr / (1 + Kc) . Ct - ∆Pc Pc = 1398 / (1 + 0.068) . 0.85 - ∆Pc Pc = 1540 - ∆∆∆∆Pc (∆Pc étant le poids de la colonne de gaz) La pression de 1540 psi obtenue est une pression à la cote de la vanne. Pour obtenir Pc, pression en tête de puits, on peut soit soustraire le poids de la colonne de gaz obtenu par le calcul, soit tracer le gradient gaz en partant de la valeur de Pcvc. On trouve Pc1 = 1312 psi. Elle est appelée Pc1. La pression du gaz en surface doit être abaissée à cette valeur pour que la vanne 1 se ferme à l’ouverture de la vanne 2. Etape 5 : Profondeur de la seconde valve : Dessiner une ligne depuis le point Pt min 1 (720 psi , 4550 ft) parallèle au gradient liquide du tubing. Cette fois, nous ne couperons pas la ligne du gradient gaz de ‘gas kick’ que nous utilisons que pour la première vanne. Nous couperons la ligne de gradient gaz en exploitation (Pw=1200 psi) moins la chute de pression dans la vanne de 50 psi. Nous trouvons pour la vanne 2 : − la profondeur de la vanne: Lv2 = 5900 pieds − la pression casing à la vanne 2: Pcvo = 1330 psi − la pression tubing minimum à la vanne 2 : Pt min v2 = 860 psi − la température à la vanne 2: Tiv2 = 73 °C Aussitôt que du gaz passe dans la seconde vanne, le gradient diminue et la pression du tubing au niveau de la vanne diminue. Comme pour la vanne 1, nous supposons que seulement de l’eau est produite et le gradient est inchangé (.433 psi/ft). La pression d’écoulement peut être déterminée (2200 psi) et la production peut être calculée en connaissant l’IP (2.5 blpd/psi). Ql = PI x draw-down = 2.5 x (3460 – 2200) = 3150 blpd

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