NÂ°19 - MinistÃ¨re de l'Ã©nergie et des mines

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T e c h n i q u e s Engineering de production Effet des pseudoskins sur la productivité des puits La mission principale d’un ingénieur stimulation est de veiller à ce que la perte de charge additionnelle aux abords des puits – qui est parfois très importante – soit minime, voire nulle. M lle Aziza KADI Ingénieur Production Faculté des hydrocarbures Université de Boumerdès Brahim ACHI Petroleum engineer Direction Engineering et Production Beaucoup de traitements de stimulation des puits se décident en se basant sur la valeur du skin total déduit des essais de puits. To u t e fois ce para m è t re est en réalité la résultante de plusieurs fa c t e u rs qui i n t e rviennent en même temps. Cette fausse compréhension entraîne, sans doute, des sure s t i m a t i o n s ou des sous-estimations des gains quant à l’établ i s- sement des pro grammes d’acidification et de fra c- t u ration hy d ra u l i q u e . Cet art i cle fait la lumière sur cet aspect d’engin e e ring et présente les résultats d’une étude menée sur 22 puits du champ de Hassi-Messaoud. A fin d’acheminer l’effluent hy d ro c a r b u re jusqu’en surface, traditionnellement un puits doit être d ’ ab o rd foré, complété, perforé avant d’être mis en p roduction. A chaque étape du processus, la liaison c o u ch e - t rou évolue. Tout ch a n gement par ra p p o rt à l’état idéal (puits en découve rt avec réservoir homogène à l’état vierge du trou jusqu’à l’aire de dra i- n age) est imputé sur un facteur appelé commu n é- ment skin qui peut être positif comme négatif. L o rs de la mise en exploitation d’un puits, plus i e u rs phénomènes apparaissent aux ab o rds du t rou, dont les effets de la perfo ration, de pénétration partielle, d’endommagement, de fi s s u ration nat u relle, de fra c t u ration hy d raulique et celui d’incl i- naison et de géométri e . On se contente dans cet art i cle de décri re ces diff é rents fa c t e u rs sans entrer dans le détail des équations complexes décri vant ces phénomènes. D i ff é rents facteurs pseudoskins En réservoir engi n e e ring, un puits est cara c t é ri s é par son potentiel de production ou, plus concrètement, par son index de productivité. Pour un puits ve rtical, ce para m è t re est ex p rimé par l’équation s u i vante (unités Oilfi e l d ) : En pratique, et si on fait des approx i m a t i o n s , un skin de 7 à 9 correspond à une capacité de débit diminuée de moitié. En reva n che, un skin de –3.5 à –4.5 correspond à une capacité de débit multipliée par deux. Le débit du puits est donné par ( u n i t é s O i l fi e l d ) : Q0 = PI (Pe - Pw f) ( 2 ) Le facteur ST qui apparaît dans le dénominateur est la sommation de plusieurs composants : - Skin d’endommagement, SD - Skin d’inclinaison et de géométrie, Sα - Skin de pénétration partielle, Sp p - Skin de perfo ration, Sp e r f - Skin dû à la fra c t u ration hy d raulique, Sf ra c - Skin dû à l’anisotropie de perm é abilité, Sa n - Skin dû à l’écoulement polyphasique, Sm p - Skin dû aux mu l t i c o u ches non commu n i c a n t e s - Skin dû à la fi s s u ration naturelle, Sfi s s - Skin composite, Sc o m p Pour un puits produisant sur toute sa longueur, le skin total résulte donc de l’addition de ces para m è t re s : ST=SD+Sα+Sperf+Sfrac+San+ Smp+ Sfiss+Sco (3) 14 ➢ MD-Média n° 19
T e c h n i q u e s P l u s i e u rs représentations sont faites pour cara c t é riser l’effet de skin. Hawkins a établi en 1956 la relation suivante reliant ce facteur (skin) aux rayons du puits et de l’endomm agement et aux perm é abilités vierge et celle de la zone endommagée : On peut représenter un puits de rayon rw avec un endommagement s par un puits fictif de rayon rws mais avec un endommagement nul : rws = rwe -s (5) Les différents effets pseudoskins 1. EFFET DE L’ENDOMMAGEMENT L o rs d’un fo rage conventionnel (Overbalanced), la couche productrice est soumise à un gradient de pression afin d’éviter toute venue d’effluent. Ceci provoque une invasion du fluide de forage dans le réservoir. Le fluide de forage n’est pas dans le cas général compatible avec celui de la couche et pourrait contenir des fractions de part i c u l e s solides et des additifs capable de ch a n ger l’état de saturations et les perm é abilités re l a t i ves. Cette situation crée une zone de perm é abilité altérée autour du puits dont la profondeur peut atteindre quelques pouces. 2. EFFET DE L’INCLINAISON DU PUITS C e rtains puits sont forés inclinés, pour des raisons de dra i- n age (fo rtes inclinaisons), géologiques (perpendiculairement au pendage des couches) ou techniques dans le cas des sidetracks (faibles inclinaisons). H. Cinco (5) et al. ont établi des relations reliant ce facteur à l’inclinaison du puits et au rapport d’anisotropie verticale-horizontale. 3. EFFET DE PERFORATION Ce facteur dépend des caractéristiques des charges utilisées, pro fondeur et diamètre des perfo rations ainsi que la densité de tir. Klotz et al., en 1974, ont suggéré l’utilisation des perforations allant au-delà de la zone endommagée. La perfo ration extrêmement overbalanced (introduite récemment) p o u rrait contribuer positivement à la productivité en créant des petites fractures suite à l’effet du gaz. Cet effet peut être décomposé en trois facteurs (Taraq & Karakas (3) ) : Sp=SH+SV+SWB (6) SH : pseudoskin horizontal SV : pseudoskin vertical qui dépend du rapport kv/kh SWB : pseudoskin du wellbore storage 4. EFFET DE PENETRATION PARTIELLE Actuellement, la majorité des puits sont complétés en tubes cimentés et perforés dans la zone d’intérêt afi n d’éviter toute ve nue de fluide indésirable et contrôler le pro fil de production ou d’injection ultéri e u re m e n t . L’effet de pénétration partielle se confirme par les essais des puits. En effet, ce phénomène est constaté par une pente –1/2 sur la dérivée de pression. Paul Papatzaco (2) a donné une ex p ression de ce skin qui dépend en fait du ra p p o rt d’anisotropie kv/kh. 5. EFFET DE LA FRACTURATION HYDRAULIQUE La fracturation hydraulique est le seul moyen de stimulation par lequel on ramène le skin à des valeurs négatives. Le skin dû à une fracturation hydraulique à conductivité infini peut être approché par l’équation suivante : Soit un rayon effectif à l’écoulement égal à Xf /2 6. EFFET DE L’ANISOTROPIE DE PERMEABILITE Quand le réservoir présente une anisotropie de perm é ab i- lité, il en résulte un phénomène de pseudoskin. Ce dern i e r peut être ex p rimé en fonction des va l e u rs de Km a x et Km i n ( * ) . 7. EFFET DE L’ECOULEMENT POLYPHASIQUE Cet effet prend de l’ampleur quand on est en présence du gaz (pression inférieure à celle de point de bulle ou en p e rcée de gaz d’injection) ou en présence de pro d u c t i o n d’eau (percée, coning…) ou en écoulement triphasique qui est le cas le plus compliqué. L’ e ffet skin de la production simultanée de l’huile et du gaz peut être estimé en employant la corrélation de Vogel ou celle de Fetkovich. 8. EFFET DE MULTICOUCHES NON COMMUNICANTES Ce pseudoskin résulte du contraste des cara c t é ri s t i q u e s p é t ro p hysiques entre les déférentes couches d’un réservo i r. L o rsque les couches ont des skins mécaniques diff é re n t s , la réponse est influencée par le contraste d’endommagement entre les couches. 9. EFFET DE FISSURATION NATURELLE La présence de l’endommagement sur les blocs matri c i e l s dans une formation naturellement fissurée proche du puits crée un effet de skin de fissuration. On peut estimer le skin par l’équation suivante : où w est le rapport des capacités fissures/matrice. 10. EFFET DU SKIN COMPOSITE Lorsqu’on est en présence d’un milieu composite (changement latéral de mobilité de fluide ou de faciès), il en résulte un skin composite Src. Ce skin est fonction du rayo n de mobilité des fluides et du rayon rd de l’interface circ u- laire. ➤ MD-Média n° 19 ➢15
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