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Drilling, Production & Reservoir EngineeringDrilling, Production & Reservoir EngineeringDrilling, Production & Reservoir EngineeringDrilling, Production & Reservoir Engineering

Complétion

Applications & Méthodes

Juin 2007

ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE ALGERIAN PETROLEUM INSTITUTE

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Sommaire

Chapitre 1: Introduction à la complétion…………............................31.1. Conception d'une complétion

1.2. Approche globale de la capacité de débit d'un puits

1.3. Principales configurations d'une complétion

1.4. Principales phases d'une complétion

Chapitre 2: Descente d'une complétion .……………………………………… 21

2.1. Préparation de la descente d'une complétion

2.2. Recommandations générales lors des opérations de complétion



Chapitre 1 Introduction à la complétion

1.

Conception d'une complétion

1.1 Paramètres lies à l'objectif du puits1.2 paramètres lies à "l'environnement"

1.3 paramètres lies au forage

1.4 paramètres lies au gisement

1.5 paramètres lies à l'exploitation

1.6 paramètres lies aux techniques de complétion

1.7 synthèse : conception d'une complétion

2.

Approche globale de la capacité de débit d'un puits

2.1 Équation de base

2.1.1 Cas d'un liquide

2.1.2 cas d'un gaz

2.1.3 remarque

2.2 analyse des différents termes et considérations qui en découlent

2.2.1 Diminuer la contre-pression pf

2.2.1.1 Cas des puits à huile

2.2.1.2 Cas des puits à gaz

2.2.2 Limiter le déclin de PG

2.2.3 Augmenter IP ou C

2.3 Synthèse

3. principales configurations d'une complétion

3.1 Impératifs de base3.2 Principales configurations de la liaison couche-trou

3.2.1 Complétions en trou ouvert

3.2.2 Complétions en trou cuvelé

3.3 Principales configurations de la ou des colonnes de production

3.3.1 Complétions conventionnelles

3.3.1.1 Complétions simples



3.3.1.2 Complétions multiples

3 3.1.3 Complétions sélectives

3.3.2 Complétions sans tubing ou "tubing less"

3.3.2.1 Complétions "tubing less" simples3.3.2.2 Complétions "tubing less" multiples

3.3.3 Complétions miniaturisées

4. Principales phases d'une complétion

4.1 Contrôle et conditionnement du trou

4.2 Restauration éventuelle de la cimentation

4.3 Rétablissement de la liaison couche-trou

4.4 Essai des puits

4.5 Traitement de la couche

4.6 Équipement du puits

4.7 mise en service du puits et évaluation de ses performances

4.8 Déménagement de l'appareil

4.9 Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon



Introduction a la complétion

Le mot complétion de par son origine (de l'anglais "to complete") signifie achèvement et,plus particulièrement dans le cas qui nous concerne, achèvement du puits qui vient d'être foré.

La complétion est donc le maillon entre le forage proprement dit du puits et l'exploitation decelui-ci. Et doit satisfaire les conditions suivantes:

1. Sécurité: Comprend la sécurité du personnel, du puits, et de l'environnement2. Efficacité: Elle doit atteindre les objectives de production prédéfinis3. Economie: Le coût de la complétion doit être justifiée par ses revenues générées

De ce fait, la complétion englobe l'ensemble des opérations destinées à la mise en servicedu puits et, en particulier, la réalisation de la liaison couche-trou, le traitement de la couche,l'équipement du puits, sa mise en production et son évaluation (par couche, il faut entendre unezone constituée de roches réservoirs contenant des hydrocarbures Récupérables)..

Quelle que soit l'entité chargée de réaliser la complétion et le reconditionnement des puits,celle-ci est concernée au premier chef par la façon dont l'ouvrage a été réalisé et par lesproblèmes d'exploitation que pose ou posera le gisement. Le compléteur aura donc à travaillertrès étroitement avec le foreur (les deux pouvant d'ailleurs être réunis au sein d'une même entité)et ce en liaison avec les gens de gisement et les exploitants.

M o b / D

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100

200

300

400

Operational Phase/Cost Category

U S $ x 1 0 0 0

500



1. Principaux facteurs influençant la conception d'une complétion

Les facteurs qui influencent la conception d'une complétion sont très nombreux. Aussi,avant d'en faire une synthèse, nous n'étudierons ici que les principaux facteurs selon sixcatégories

- paramètres liés à l'objectif du puits

- paramètres liés à l'environnement

- paramètres liés au forage

- paramètres liés au gisement

- paramètres liés à l'exploitation

- paramètres liés aux techniques de complétion

1 .1 Paramètres lies à l'objectif du puits

L'objectif d'un puits peut varier selon le puits concerné. On distingue principalement

Les puits d'exploration

L'objectif premier de ces puits est de définir la nature (eau, huile ou gaz) des fluidesprésents dans la roche "réservoir" et d'obtenir les premiers renseignements sur le gisement, doncde pouvoir effectuer des mesures.

Les puits de confirmation ou d'appréciation

L'objectif de ces puits est de préciser ou de compléter les informations fournies par lespuits d'exploration proprement dits.

Les puits de développement

Pour ces puits, l'objectif principal n'est plus d’effectué des mesures mais de mettre enservice le puits en privilégiant sa capacité de débit.

Toutefois il est important sur ces puits de procéder aussi à un essai de puits:

• Pour évaluer l'état du puits et vérifier, après coup, l'efficacité de la complétion réalisée,• Et éventuellement, pour obtenir des renseignements complémentaires sur le gisement.

On peut distinguer différents types de puits de développement

Les puits de production: Ce sont les plus nombreux. Il s'agit alors d'optimiser le rapportproductivité/'prix.

Les puits d'injection: Ils sont beaucoup moins nombreux, mais ils ont souvent uneimportance très grande pour l'exploitation du gisement. En particulier on peut distinguer



les puits d'injection pour le maintien de pression du gisement et les puits d'injection pourse débarrasser d'un fluide indésirable.

Les puits d'observation: Ils sont généralement peu nombreux, voire inexistants. Ils sontcomplétés pour suivre l'évolution de paramètre du gisement (interface entre fluide,pression..).

Parfois on peut récupérer pour cela des puits déjà forés qui se révèlent inaptes à laproduction et à l'injection.

Un même puits peut être utilisé dans le temps de manière différente, par exemple enproduction puis en injection (après éventuellement une période de fermeture plus ou moinsimportante).

La suite de cet ouvrage concerne plus particulièrement le cas des puits producteurs.

1 .2 Paramètres lies à "l'environnement"

Le pays dans lequel on se trouve et la situation du puits, que ce soit à terre (plaine oumontagne, zone désertique ou agricole ou habitée,. . .) ou en mer (intervention à partir d'un enginflottant, développement à partir d'un support fixe ou par tête de puits sous-marine) vont introduiredes contraintes, principalement en ce qui concerne:

- les possibilités d'approvisionnement,- la place disponible,- les utilités disponibles,- les règles de sécurité à appliquer,- les opérations réalisables ou non.

Il faut aussi tenir compte des conditions météorologiques et, le cas échéant,océanographiques.

1 .3 paramètres lies au forage

Parmi les paramètres liés au forage, citons en particulier :

• l'appareil de forage utilisé, dans la mesure où la complétion est généralement réalisée aveccelui-ci;

• Le profil du puits, qui peut entraîner des limitations, voire des impossibilités, en ce quiconcerne le choix d'équipements ou de techniques d'intervention dans le puits ;

• le programme de forage et de cuvelage (Fig. 1), qui conditionne le diamètre effectivementutilisable une fois terminé l'ensemble des phases de forage et de cuvelage (au lieu du terme"cuvelage", on utilise aussi le terme "tubage" ou le terme américain "casing") ; il doit êtreoptimisé en tenant compte non seulement des contraintes de forage mais aussi de cellesd'exploitation du puits, le tout en considérant le critère "capacité de débit dupuits/investissement";



• La traversée proprement dite du ou des réservoirs avec, en particulier, les problèmes desécurité du puits et de risque d'endommagement du réservoir que cela pose (importance descaractéristiques du fluide de forage ;

• La cimentation du cuvelage de production, et plus particulièrement l'étanchéité de la gaine deciment.

fig. 1 : diamètres disponibles en fonction du programme de forage et de cuvelage

26"

7"

17" 1/2

13" 3/8

12" 1/4

9" 5/8

8" 1/2

20"

6"

4" 1/2

Cuvelage de surface20 m

Cuvelage Technique 1250 m

Cuvela e Techni ue 2

Gaine de ciment

2500 m

Cuvelage de production

(Casing de production)

Liner Hanger3300 m

Cuvelage perdu(Liner)



1 .4 Paramètres lies au gisement

Les paramètres liés au gisement sont de première importance en ce qui concerne laconception d'une complétion. Il faut tenir compte en particulier

• de la pression du gisement et son évolution dans le temps en fonction de la productioncumulée et des mécanismes de drainage mis en jeu, la pression de gisement étant unparamètre clef en ce qui concerne l'éruptivité;

• Des interfaces entre fluides et de leur évolution, ainsi que du phénomène de coning(Fig. 2);

• du nombre de niveaux à exploiter par un même puits;

•

Des caractéristiques des roches et de la nature des fluides qui influent directement surla capacité de débit du puits, les types de traitement de couche à envisager et lesproblèmes d'exploitation à considérer ;

• Du profil de production et du nombre de puits nécessaires, découlant, en bonne partie,de la taille du gisement et des points évoqués précédemment.

fig. 2 : phénomène de coning

1 .5 paramètres lies à l'exploitation

Ces paramètres sont particulièrement importants en ce qui concerne le choix del'équipement du puits. Il faut plus spécialement tenir compte

• des implications liées aux règles de sécurité;

• De la possibilité d'exploiter le puits de manière éruptive ou, au contraire, de la nécessité derecourir à un moyen d'activation;



• Des conditions d'exploitation liées par exemple à la place ou aux utilités disponibles, auxconditions d'environnement ou encore aux opérations probables de mesure, d'entretien ou dereprise du puits.

1 .6 Paramètres lies aux techniques de complétion

En fonction des paramètres évoqués précédemment, un certain nombre de choix: sont àfaire en ce qui concerne la complétion, en particulier

• la configuration générale• la liaison couche-trou• le traitement éventuel de la couche• les divers matériels composant l'équipement du puits• l'activation éventuelle du puits• la procédure opératoire pour réaliser la complétion• Les procédures pour les interventions futures sur le puits.

Mais, d'une part ces choix sont interdépendants et d'autre part un choix fait en fonctiond'un paramètre (forage par exemple) peut ne pas être compatible avec un autre paramètre(gisement par exemple).

La complétion retenue est donc le résultat d'un compromis.

1 .7 Synthèse : conception d'une complétion

Les grands objectifs du puits sont généralement fixés par le management et le département

gisement.

Pour les puits d'exploration et d'appréciation, cela concerne principalement le ou lesniveaux à tester, la nature et la durée de tests à entreprendre,

Pour les puits de développement, cela concerne principalement le ou les niveaux àexploiter et le profil de production ou d'injection souhaité pour ce puits.

A partir de là, et en particulier pour les puits de développement, il s'agit d'étudier la meilleurecomplétion possible de manière à

•

Optimiser les performances de productivité ou d'injectivité pendant toute la durée de vie dupuits,

• Assurer la fiabilité et la sécurité d'exploitation du gisement,

• Optimiser la mise en oeuvre d'un procédé d'activation,

• Optimiser la durée de vie des équipements,

• Avoir la possibilité d'adapter les équipements du puits afin d'envisager éventuellement desmodifications ultérieures,



• Minimiser l'investissement initial, les frais d'exploitation et le coût des éventuelsreconditionnements.

Cela peut conduire à rechercher des compromis au niveau du programme de forage etcuvelage ou au niveau des conditions d'exploitation, voire à modifier les objectifs si ceux-ci serévélaient non réalisables.

Comme nous venons de le voir, les données nécessaires pour l'élaboration de lacomplétion sont très nombreuses.

Par ailleurs, la conception de la complétion reposant sur la collecte de ces données, il fauts'assurer avec soin qu'aucun point important n'a été oublié. En effet, des données incomplètes oufausses risquent de déboucher sur une mauvaise conception.

La tâche n'est pas facile car :

• Ces données sont très nombreuses et peuvent être liées entre elles,

• Certaines ne sont pas connues de manière précise au moment de la conception de lacomplétion (et parfois même, au moment de la réalisation de la complétion),

• Certaines sont contradictoires,

• Certaines s'imposent impérativement alors que d'autres peuvent faire l'objet d'unenégociation.

2. Approche globale de la capacité de débit d'un puits

La capacité de débit d'un puits est un paramètre crucial par ses implications économiques.

Il est donc important de chercher à l'évaluer. Toutefois, il ne faut pas oublier que c'est unparamètre évolutif dans le temps et qu'il a malheureusement tendance à décroître.

2.1 Équation de base

Le débit d'un puits est fonction

• De la différence entre la pression disponible, c'est-à-dire la pression de gisement (PG), et lacontre-pression exercée en fond de puits (PF).

• De paramètres prenant en compte la nature du réservoir et des fluides en place.

2.1.1 Cas d'un liquide

Dans le cas d'un liquide, et à condition que l'écoulement puisse être considéré de typepermanent et radial circulaire et que la vitesse du fluide ne soit pas trop grande aux abords dupuits, l'équation de débit peut se réduire à :



Q = IP (PG - PF)

Où l'indice de productivité (IP) est fonction principalement de la viscosité du fluide, de laperméabilité propre de la formation et des perturbations aux abords du puits, enfin de la hauteurdu réservoir.

2.1 .2 Cas d'un gaz

Dans le cas d'un gaz, la mise en équation est plus complexe. La relation empiriquesuivante est souvent utilisée (en particulier par les Américains)

Q std = C (PG2 - PF

2) n avec 0,5 < n < 1

Dans cette formule Qstd est un débit volumique dans des conditions dites standard et C estprincipalement fonction, comme l'IP, de la viscosité du fluide, de la perméabilité moyenne et dela hauteur du réservoir.

En fait pour un puits à gaz, et toujours à condition que l'écoulement puisse être considéréde type permanent et radial circulaire, on peut établir l'équation suivante, dite relationquadratique

PG2 - PF

2 = A Q std + B Q2std

Où A est encore fonction principalement de la viscosité du fluide, de la perméabilitémoyenne et de la hauteur du réservoir et où le terme B Q 2

std est d'autant moins négligeable que lavitesse d'écoulement est élevée .

2.1 .3 Remarque

Les formules correspondant au cas des écoulements transitoires ou au cas des écoulementspoly phasiques ne sont pas abordées ici car elles sont d'écriture beaucoup plus complexe. Il n'enreste pas moins vrai que les facteurs évoqués précédemment restent valables.

2.2 analyse des différents termes et considérations qui en découlent

Pour qu'il y ait production, il faut que la pression de fond soit inférieure à la pression degisement. Or la pression de fond n'est que la contre-pression résultant de l'ensemble du circuit enaval (Fig. 3).

La pression de fond, en remontant de l'aval vers l'amont, est donc la somme des termessuivants

P sep = Pression nécessaire à l'entrée du centre de traitement en surface∆P rc = Pertes de charge dans le réseau de collectePH rc = Variation de pression hydrostatique entre le centre de traitement et la têtede puits∆P duse = Pertes de charge à la duse en tête de puits (duse qui permet de régler le débit du puits)∆P tbg = Pertes de charge dans le tubing entre le fond du puits et la surfacePH tbg = Variation de pression hydrostatique entre la tête de puits et le fond du puits



fig. 3 : circuit du fluide depuis le gisement jusqu'au centre de traitement

Tant que l'on duse le puits en tête, cela veut dire que le puits a une capacité de débitsupérieure à ce qui nous est nécessaire ou autorisé à ce moment là (pour des questionsréglementaires, de gisement tels que le "coning", d'exploitation surface, .. .).

Le problème n'est pas un problème de manque d'éruptivité mais un problème deréglementation, de liaison couche-trou, de capacité de traitement ou d'expédition en surface, . . .

Considérons par contre le cas où le débit du puits reste inférieur à ce que l'on souhaiteraitmême une fois le dusage en tête de puits supprimé. Chercher à augmenter le débit du puits revientalors à chercher à :

• diminuer la contre-pression PF,

• Augmenter PG ou plus couramment limiter le déclin de la pression de gisement, déclin dû auvolume déjà produit,

• augmenter IP ou C.

2.2.1 Diminuer la contre-pression PF

Voyons dans quelle mesure il est possible de minimiser les différents termes, autre que dPduse, intervenant dans PF.

2.2.1.1 cas des puits à huile

P sep :La pression de séparation influe tout d'abord sur la qualité de la séparation gravitaire. En

effet, la vitesse d'entraînement des gouttelettes d'huile par le gaz dépend de cette pression. Il fautdonc, en fonction de la quantité de gaz, une pression suffisante pour que la vitesse du gaz ne soitpas excessive.



La pression de séparation influe aussi sur le rendement thermodynamique de la séparation,c'est-à-dire sur la quantité de liquide récupérée in finé dans le bac de stockage après uneséparation multi étagée (Fig. 4) et ce pour une masse donnée d'hydrocarbure arrivant au centre detraitement, le reste étant "perdu" sous forme de gaz.

La pression nécessaire au niveau du premier étage de séparation pour obtenir cet optimumse situe généralement entre 5 et 25 bar, du moins pour les effluents qui ne contiennent pas trop deconstituants légers.

Il peut être intéressant de choisir une pression de traitement inférieure à cet optimumthermodynamique (tout en étant suffisante pour que la vitesse du gaz ne soit pas excessive).Certes le rendement thermodynamique s'en trouve légèrement diminué, par contre l'augmentationde débit à la sortie du puits qui en résulte (en particulier si l'IP est bon), fait généralement bienplus que compenser cela.

fig. 4 : separation multi-etagee

- ∆P rc :En général les installations sont conçues dès le départ pour minimiser ce terme là. Il est

courant que sa valeur soit inférieure à 5 bars.

A part le prix du réseau de collecte, il n'y a généralement pas en surface de contraintesparticulières empêchant d'avoir un diamètre de collecte adapté en conséquence.

- PH rc :Sauf cas particulier, le réseau de collecte est plus ou moins horizontal donc ce terme, fixé

par la topologie des lieux, est naturellement très faible.

- ∆P tbg :



Pour les débits faibles et moyens (inférieurs à quelques centaines de mètres cubes par jour) les programmes classiques de forage et cuvelage permettent généralement de disposer desuffisamment de place pour le tubing afin de limiter ce terme à un niveau relativement faible (del'ordre de 5 à 10 bar).

Pour les puits où des débits plus importants sont envisagés ou dans le cas deconfigurations particulières (complétions multiples, . . .), il est nécessaire de trouver uncompromis entre l'effet négatif des pertes de charge sur la capacité de débit du puits et le surcoûten forage pour disposer d'un diamètre de puits plus grand.

- PH tbg : C'est le terme qui contribue le plus à la pression de fond. Par exemple, pour un puits à 2

000 m de profondeur verticale, il sera généralement compris entre 140 et 200 bars. Il est doncfondamental en ce qui concerne la, nécessité ou non de recourir à un moyen d'activation.

Pour que le puits soit naturellement éruptif, il faut que cette pression hydrostatique soitinférieure à la pression de gisement, sinon un procédé d'activation sera nécessaire.

Même si cette pression hydrostatique est inférieure à la pression de gisement, elle peutêtre encore trop importante pour que le puits débite de lui-même au débit souhaité. En effet d'unepart la pression de fond englobe alors d'autres termes (en particulier Psep, dP col et dP tbg) etd'autre part la différence nécessaire entre PG et PF est fixée par ce débit souhaité. Si c'est le cas,il faut là encore mettre en oeuvre un procédé d'activation, le procédé d'activation permettantd'augmenter le débit.

Aussi, plutôt que de faire une distinction entre les puits éruptifs (PG > PH tbg) et les puitsnon éruptifs (PG < PH tbg), il est plus intéressant de faire une distinction entre les puits

suffisamment éruptifs (capables de débiter d'eux-mêmes au débit souhaité) et les puitsinsuffisamment ou non éruptifs (incapables de débiter d'eux-mêmes au débit souhaité).

La pression hydrostatique PH tbg est fonction bien sûr de la profondeur du puits, maisaussi de la masse volumique moyenne de l'effluent produit. En fonction de ce qui se passe dans legisement (baisse de la pression de gisement favorisant le dégazage de l'huile, évolution desinterfaces, . .), elle évolue dans le temps avec le pourcentage de gaz libre (effet favorable) oud'eau (effet défavorable) associé à l'huile.

Les méthodes de base de production activée consistent à diminuer artificiellement ceterme PH tbg.

Avec les méthodes de pompage, où l'on vient mettre une pompe dans le puits, on diminuela hauteur de liquide reposant sur la couche.En fait, dans ce cas, il suffit à la limite que le liquide puisse arriver jusqu'à la cote de la pompe,celle-ci pouvant alors fournir, si elle est suffisamment puissante, l'énergie pour vaincre nonseulement ce qui reste de pression hydrostatique jusqu'à la surface, mais aussi les pertes decharge en aval de la pompe et la pression de traitement.

Avec les méthodes de gas-lift, on vient injecter (directement dans la colonne deproduction du puits exploité en production et par l'annulaire de celui-ci) du gaz pour diminuer la



masse volumique moyenne de l'effluent produit ce qui, en conséquence, fait diminuer la pressionhydrostatique.

2.2.1.2 Cas des puits à gaz

- PH tbg et PH rc :

Dans le cas des puits à gaz, la masse volumique moyenne de l'effluent et donc lespressions hydrostatiques sont beaucoup plus faibles. Ainsi pour un puits à 2000 m de profondeurla pression hydrostatique sera généralement inférieure à 50 bars, du moins s'il n'y a pasaccumulation de liquide dans le puits.

De plus, au fur et à mesure que la pression de gisement baisse, la masse volumique du gazbaisse aussi.

Le problème ne se trouve donc pas du côté de la pression hydrostatique.

- ∆P tbg et ∆P rc :

Toujours du fait de la faible masse volumique du gaz, les puits à gaz sont exploités avecdes débits volumiques bien supérieurs à ceux des puits à huile. Compte tenu des contraintes deforage et cuvelage, on est souvent contraint d'accepter davantage de pertes de charge enparticulier dans le tubing (10 à 20 bar en ordre de grandeur).

- P sep :

La pression au niveau du centre de traitement est intéressante pour diverses raisons :

• Une pression trop faible conduit à des équipements de traitement plus volumineux pour éviterdes vitesses excessives,

• D’un point de vue thermodynamique, le traitement peut être plus facile dans une certainegamme de pression,

• Et surtout, pour, l'expédition du gaz par pipe, après traitement, il faut de la pression (dequelques bars à plus de 100 bars avec même des stations intermédiaires de recompressionselon l'éloignement du centre de consommation).

En conséquence, pour un puits à gaz et si la pression de gisement est insuffisante vis à visdes besoins en pression, l'apport d'énergie ne se fait pas dans le puits comme pour les puits àhuile mais en surface au moyen de compresseurs.

Selon le cas, ces compresseurs se trouvent en fin du traitement avant expédition, en tête detraitement, en tête de puits ou répartis en ces divers endroits.

2.2.2 Limiter le déclin de PG :

La pression du gisement a tendance à baisser au fur et à mesure que la quantité d'huile (oude gaz) produite augmente, et cela plus ou moins rapidement selon les mécanismes naturels enplace (présence ou non d'un gas-cap, d'un aquifère actif, . . .).



Des puits d'injection d'eau (ou de gaz) permettent de compenser en partie (ou en totalité)le volume produit et donc de maintenir ainsi en partie (ou en totalité) la pression de gisement. Onévite ou limite ainsi les problèmes d'éruptivité qui pourraient se poser à terme.

Il ne faut pas confondre l'injection du gaz pour maintien de pression (injection faite dansle gisement lui-même, loin d'un puits producteur et généralement au niveau d'un "gas-cap") etl'injection de gaz pour activation par gas-lift d'un puits producteur (injection faite directementdans ce puits producteur).

Ce maintien de pression par injection correspond à ce que l'on appelle la production (ourécupération ou drainage) secondaire (ou assistée) par opposition à la production (ou récupérationou drainage) primaire (ou naturelle) qui recouvre les mécanismes naturels (gas-cap, aquifère, .. .).En fait, en ce qui concerne la production secondaire, à l'aspect maintien de pression se trouveassocié un aspect balayage des hydrocarbures en place par le fluide injecté.

2.2.3 Augmenter IP ou C

Une autre manière d'augmenter le débit d'un puits consiste, pour une même différence depression (PG - PF) sur la couche, à essayer d'augmenter l'indice de productivité.

Cet indice de productivité peut-être insuffisant soit parce qu'il est naturellement"mauvais", soit parce qu'il a été endommagé lors du forage de la couche ou lors de la complétiondu puits.

Les méthodes à mettre en oeuvre sont donc :

Des méthodes de prévention lors du forage de la couche et lors de la complétion pour éviter

ou limiter l'endommagement;

Des méthodes de décolmatage des perforations ou parfois une simple reperforation (quand lahauteur perforée est insuffisante);

Des méthodes dites de stimulation qui ont pour but soit de décolmater les abords du trou(quand ceux-ci sont endommagés), soit de créer un "drain" dans le gisement (quand laperméabilité propre du réservoir est faible ou très faible); ce sont en particulier les méthodesd'acidification et de fracturation, mais on peut y rattacher aussi le forage horizontal;

Des méthodes plus particulières cherchant à diminuer la viscosité des fluides en place

(injection de vapeur, de tensio-actifs, combustion in situ, . . .).

Ces dernières méthodes s'intègrent à ce que l'on appelle la production (ou récupération, oudrainage) tertiaire (ou artificielle ou améliorée). Dans ces méthodes tertiaires, cet effet sur l'indicede productivité s'ajoute à l'effet de balayage (et de maintien de pression).

2.3 Synthèse

Selon le contexte dans lequel on se trouve, on s'intéresse plus directement à l'aspectaugmentation de débit ou à l'aspect durée de la phase d'exploitation en éruptif seul, mais ce nesont là que deux facettes d'un même problème.



On remarque l'imbrication importante qu'il y a à ce niveau entre maintien de pression,activation, stimulation, programme de forage et cuvelage, process de surface. Le choix d'une oudes actions à mettre en oeuvre ne doit donc se faire que globalement au niveau du développementdu champs en évaluant les coûts et les retombées économiques.

3. Principales configurations d'une complétion

La complétion qui a pour objet, rappelons le, l'aménagement des puits en vue de leurutilisation de manière aussi rationnelle et économique que possible, peut conduire à un grandnombre de dispositions parmi lesquelles le technicien doit savoir choisir celle qui est la mieuxadaptée au problème à résoudre. Une bonne complétion ne saurait être improvisée ou passe-partout et, dans ce domaine, seul le "sur mesure" est concevable. Il n'existe généralement pas desolutions idéales, mais des solutions de compromis parmi lesquelles il faut le plus souvent retenirla plus économique possible. Mais attention, la solution initialement la moins chère n'est pasforcément, à la longue, la plus économique, si elle risque d'entraîner des travaux d'entretiencoûteux. Par contre, il ne faut pas tomber dans le travers opposé.

Pour la sélection du type de complétion, il faut avoir bien présentes à l'esprit les notionsde relativité et d'anticipation :

Quelle est l'importance des frais de complétion et d'entretien par rapport aux profitsescomptés ? Il est bien évident qu'un très gros gisement, produisant une huile de bonne qualitéavec des débits individuels importants, peut supporter des dépenses plus lourdes qu'un petitgisement à l'avenir incertain produisant une huile peu commerciale.

Quelle est l'importance d'une économie possible par rapport aux risques qu'elle suppose ?Autrement dit, est-il justifié où non de prendre tel ou tel risque, compte tenu de sesconséquences financières prévisibles et de sa probabilité ?

Comment, en principe, évolueront la production du champ et celle du puits considéré? Eneffet, le type de complétion choisi doit soit être adapté dès l'origine à l'évolution de laproduction, soit pouvoir être modifié facilement pour y satisfaire. La faute la plus grave etqu'il faut éviter est de se retrouver dans une situation ne comportant pas de solution.

3.1 Impératifs de base

Selon les cas, un certain nombre d'impératifs peuvent exister.Parmi eux, certains se retrouvent généralement et doivent faire l'objet d'une attention spéciale. Enparticulier la configuration de la complétion doit permettre de résoudre de manière efficace lesproblèmes suivants :

• Assurer, Si Besoin Est, La Tenue Des Parois Du Trou,• Assurer, si besoin est, la sélectivité du fluide ou du niveau à produire• Introduire Le Minimum De Restriction Au Passage Du Fluide,• Assurer La Sécurité Du Puits,• Permettre Le Réglage Du Débit Du Puits,



• Permettre certaines interventions ultérieures sur le puits (mesure, entretien, . . .) sans êtreobligé de faire une reprise du puits,

• Faciliter la reprise du puits quand celle-ci devient nécessaire.

3.2 Principales Configurations de la Liaison Couche-trou

Il existe deux types principaux de liaison couche-trou

les complétions en trou ouvert (open hole) les complétions en trou cuvelé (cased hole)

Complétion open hole (gravel pack) Complétion en trou cuvelé (liner ou casing)

Seuls les critères généraux de choix entre la complétion en trou ouvert et la complétion en

trou cuvelé sont abordés ici.

Toutefois, il ne faut pas oublier trois éléments essentiels

• La méthode de perforation utilisée (et le type de perforateur utilisé), dans le cas de lacomplétion en trou cuvelé,

• La méthode de contrôle des sables, dans le cas où ce problème se poserait,• La méthode de stimulation, dans le cas où ce problème se poserait.

En ce qui concerne ces méthodes ainsi que leurs implications, leurs avantages et leursinconvénients respectifs, on se référera au chapitre 2 qui traite de ces techniques.

3.2.1 Complétions en trou ouvert (Fig. : 5)

Le réservoir est foré après pose et cimentation d'un cuvelage au toit de la couche. Il estlaissé ainsi et produit directement en trou ouvert.

Cette solution simple ne permet pas de résoudre, s'ils existent, les problèmes de tenue desparois et de sélectivité du fluide ou du niveau à produire.

Rock cap

Reservoir



Une variante consiste à venir placer au droit de la couche un "liner" (ou colonne perdue)préperforé qui permet d'assurer la tenue générale des parois du trou (mais pas le contrôle dessables).

Des solutions particulières liées au contrôle des sables existent mais elles ne seront pasabordées ici.

Les complétions en trou ouvert sont utilisées dans le cas d'une seule zone soit trèsconsolidée, soit bénéficiant d'un contrôle des sables par gravillonnage en trou ouvert sous réservequ'il ne se pose pas, du moins à priori, de problème d'interface.

De ce fait, elles sont rarement retenues pour les puits à huile (existence fréquente, aumoins à terme, d'un interface eau-huile ou huile-gaz, encore plus grave du fait de la très grandemobilité du gaz par rapport à l'huile).

Par contre ce mode de liaison peut être adapté à un puits à gaz. En effet, dans ce cas, lecontraste important de mobilité entre le gaz et les liquides est favorable et assure une sélectiviténaturelle permettant de produire surtout le gaz (ne pas oublier cependant l'effet très pénalisant surl'éruptivité de l'accumulation de liquide dans le puits).

fig. 5 : complétion en trou ouvert



3.2.2 Complétions en trou cuvelé (Fig. 6)

Après le forage de la couche, un cuvelage (ou un liner dans certains cas) est mis en placeet cimenté au droit de la couche ; puis des perforations sont réalisées au droit de la zone que l'onsouhaite produire pour rétablir la communication entre le réservoir et le puits. Ces perforationsdevront traverser le cuvelage et la gaine de ciment avant de pénétrer dans la, formation. La phasede forage précédente a été arrêtée plus ou moins haut avant le réservoir et un cuvelage techniqueavait alors été mis en place et cimenté.

Du fait que l'on est capable de placer les perforations de manière très précise par rapportaux différents niveaux et aux interfaces entre fluides, cette méthode aide à assurer une meilleuresélectivité des niveaux ou des fluides produits, à condition toutefois que la cimentationformation-cuvelage soit bien étanche.

Comme précédemment les solutions particulières liées au contrôle des sables ne serontpas abordées ici. Notons cependant que, dans ce cadre là, on peut être amené à réaliser unefenêtre. Cette opération consiste à venir fraiser le cuvelage sur une certaine hauteur, puis à forerla gaine de ciment et la partie adjacente de la formation à l'aide d'un élargisseur.

Les complétions en trou cuvelé sont surtout utilisées quand il y a des problèmesd'interface ou/et quand il y a plusieurs niveaux.

De ce fait, elles sont donc beaucoup plus fréquentes. C'est même la liaison couche-trougénéralement utilisée.

fig. 6 : complétion en trou cuvelé



3.3 Principales configurations de la ou des colonnes de production

Ces configurations sont principalement fonction du nombre de niveaux à produire et del'utilisation (complétion conventionnelle) ou non (complétion "tubing less" ou "sans tubing")d'une colonne de production (tubing).

3.3.1 Complétions conventionnelles

Une complétion conventionnelle est une complétion dans laquelle on a recours, entreautres pour des considérations de sécurité, à une ou plusieurs colonnes de production (tubing), lereste de l'équipement n'étant pas précisé (existence ou non d'un packer, .. . ). La caractéristiquefondamentale de la colonne de production (tubing) est d'être entièrement contenue dans uncuvelage (casing) et d'être non cimentée donc d'être facilement remplaçable.

3.3.1 .1 Complétions simples (Fig.7)

Ici le terme simple est utilisé au sens de unique par opposition à multiple (double, triple, .. .). Dans ce cas le puits est équipé d'une seule colonne de production. Cela ne permet, en général,que d'exploiter un seul niveau.

Deux cas principaux de figure peuvent se présenter selon que la colonne de production estéquipée ou non en son extrémité inférieure d'un "packer", élément qui assure l'étanchéité entre lecuvelage et la colonne de production et qui permet donc d'isoler et de protéger le cuvelage.

En fonction des impératifs que nous avons vus précédemment, d'autres éléments sontgénéralement intégrés à la colonne de production mais ils ne seront pas abordés ici.

fig. 7 : complétion conventionnelle simple



Les complétions simples avec tubing seul sont d'usage très restreint. Il faut d'ailleursplutôt les considérer comme une variante des complétions simples "sans tubing", le tubingsuspendu étant plus un tubulaire d'intervention ("kill line" pour neutraliser le puits en cas dereprise de puits par exemple) . Elles peuvent convenir à des puits produisant à très gros débit unfluide ne posant pas de problème, le puits étant alors produit par le tubing et l'annulaire.

Les complétions simples avec tubing et packer sont le type de complétion que l'on utilisegénéralement du fait :

• De la sécurité due à la présence du packer (les règles gouvernementales ou internes à lacompagnie imposent de plus en plus l'existence de ce packer associé, en particulier enoffshore, à une vanne de sécurité de subsurface sur le tubing),

• De sa simplicité relative par comparaison à des complétions multiples ou autres, tant en cequi concerne l'équipement ou l'entretien que le reconditionnement.

Elles sont normalement utilisées pour produire un seul niveau à la fois. Par le passé, cetype de complétion a aussi été utilisé pour exploiter simultanément, et avec un minimumd'équipement, plusieurs niveaux, les différents niveaux produisant par le même tubing. Lesproblèmes de gisement et d'exploitation que cela pose font que cette pratique est tombée endésuétude de nos jours.

3.3.1 .2 Complétions multiples (Fig.8)

Il s'agit de l'exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément etsimultanément, donc par des conduits différents.

Les complétions doubles sont les plus courantes. Mais on peut avoir trois, quatreniveaux, voire plus, exploités séparément. Toutefois cela complique beaucoup leséquipements à mettre en place et surtout les opérations éventuelles de reprise du puits.

De nombreux cas de figure existent. Considérons simplement :

La complétion double avec deux colonnes de production, une pour chacun des deuxniveaux, et deux packers permettant d'isoler les niveaux entre eux et de protégerl'annulaire,

la complétion tubing-annulaire avec une seule colonne de production et un seul packer,packer situé entre les deux niveaux à exploiter, où un niveau est exploité par lacolonne de production et l'autre niveau par l'annulaire "colonne de production -cuvelage".

Là encore d'autres éléments sont généralement intégrés aux colonnes de production(pour tenir compte des impératifs vus précédemment) mais ils ne seront pas abordés ici.



fig. 8 : complétion conventionnelle multiple

Fondamentalement, ce type de complétion permet de développer avec moins de puits etdonc aussi plus rapidement, plusieurs niveaux. Par contre le coût de maintenance et de reprise estplus élevé.

Il est donc plus particulièrement intéressant en offshore (où le forage lui-même et l'espacerequis pour l'emplacement d'un puits coûtent très chers) ou pour développer, en profitant del'exploitation d'un niveau principal, un niveau marginal (ou plusieurs) qui ne justifierait pas unpuits à lui seul.

Toutefois, on doit garder en mémoire que la complétion idéale est celle qui est la plussimple. En effet, elle débouchera sur les opérations les plus simples en ce qui concernel'installation, la maintenance et les reprises de puits.

Les complétions "tubing-annulaire" sont d'usage très restreint. Si elles présentent une

bonne capacité de débit (en effet, les sections offertes aux fluides sont importantes) elles nepermettent plus, entre autres, d'assurer la protection du cuvelage.

Les complétions doubles sont donc le cas type par excellence d'une complétion multiple,les complétions plus sophistiquées demandant une étude soigneuse si l'on veut éviter :

• Des problèmes d'opération et d'exploitation dus à des interventions de travail au câbleintensives,

• Des problèmes de sécurité et d'opération durant les reprises de puits.



3 3.1.3 Complétions sélectives (Fig. 9)

Il s'agit de l'exploitation dans un même puits de plusieurs niveaux, séparément maissuccessivement par la même colonne de production sans qu'il soit nécessaire de reprendre lepuits. Il s'agit en fait d'une exploitation alternée et le changement de niveau exploite se fait par latechnique du travail au câble.

Outre des packers, cette technique nécessite des équipements de fond supplémentaires telsque :

• Un "dispositif de circulation" permettant d'ouvrir et de refermer une "fenêtre" dans la colonnede production.

• un siège permettant de mettre en place un bouchon dans le puits.

Il est possible de combiner complétion multiple et complétion sélective. Par exemple deuxcolonnes de production, équipées chacune sélectivement sur deux niveaux, permettent deproduire séparément quatre niveaux à condition de n'en produire que deux à la fois.

fig. 9 : complétion conventionnelle sélective



Complétion sélective pour 4 différentes zones de production

Ce type de complétion est surtout adapté au cas où un des deux niveaux est un objectifsecondaire (déplétion très rapide, simple observation de temps à autre, .. .) qui ne justifie pas à luiseul un puits.

3.3.2 Complétions sans tubing ou "tubing less"

Une complétion "tubing less" est une complétion dans laquelle il n'y a pas de colonne deproduction (récupérable) mais où la production se fait directement à travers un tubulaire cimenté.

Ces complétions sont assez particulières et surtout utilisées dans certaines régions et ceuniquement dans certains cas particuliers. Elles ne seront qu'évoquées ici.

3.3.2.1 Complétions "tubing less" simples (Fig. 10-a)

La production se fait directement à travers un cuvelage, généralement de gros diamètre.

Ces complétions permettent l'exploitation avec un investissement initial le plus faiblepossible de puits gros producteurs produisant des fluides sans problème et ce en minimisant lespertes de charge.

Ce type de complétion se trouve plus spécialement au Moyen Orient.

3.3.2.2 Complétions "tubing less" multiples (Fig. 10-b)

La production se fait directement à travers plusieurs cuvelages. Les diamètres de cesdifférents cuvelages peuvent être très différents les uns des autres selon les productionsrespectives attendues.



Cela permet de produire plusieurs niveaux faiblement producteurs avec un minimum depuits et d'équipement de fond donc avec un investissement de départ minimum, sous réserve dene pas avoir de problème de sécurité ou d'exploitation (activation, reprise, . . .).

Ce type de complétion se trouve plus spécialement aux Etats-Unis

fig. 10 : Complétion "tubingless"

3.3.3 Complétions miniaturisées

Il s'agit en particulier de complétions "tubing less" multiples équipées avec des macaronisde manière à obtenir pour chaque tubulaire cimenté une "complétion conventionnelle simple oumultiple".

Bien entendu elles sont très spécifiques et, comme les précédentes, concernentprincipalement les Etats-Unis.

On peut citer aussi le cas où l'on viendrait équiper avec un tubing des puits réalisés parmicroforage, (tels ceux réalisés par la société MICRODRILL sur un champ du Bassin Parisienbien que ceux-ci soient exploités en complétion "tubing less" à travers un cuvelage de productiond'environ 50 mm de diamètre à près de 1 500 m de profondeur et pour un diamètre de forage audépart d'environ 153 mm).



4. Principales phases d'une complétion

En fonction du contexte dans lequel on se trouve, la complétion d'un puits peut comporter desphases différentes et l'ordre de ces phases peut varier. La chronologie détaillée ci-après n'est doncqu'une chronologie possible parmi d'autres, certaines phases pouvant être réalisées à d'autresmoments ou se révéler inutiles.

Sans oublier que les conditions dans lesquelles la couche est forée sont primordiales vis à visde la complétion, nous considérerons ici que la couche a déjà été forée, que les diagraphies en trououvert ont été réalisées et, dans le cas d'une complétion en trou cuvelé, que le cuvelage a aussi déjàété descendu et cimenté.

4.1 Contrôle et conditionnement du trou

C'est une opération qui consiste à vérifier l'état du trou.

Dans le cas d'un trou ouvert, cela consiste généralement à simplement redescendre la garniturede forage munie de son trépan jusqu'au fond du trou et à circuler pour homogénéiser la boue.

Eventuellement la boue qui a été utilisée pour le forage de la couche pourra être remplacée parun fluide de complétion mieux adapté aux opérations ultérieures.

Dans le cas d'un trou cuvelé, les opérations à entreprendre sont plus nombreuses :

Descente d'une garniture de forage équipée d'un trépan et d'un scrapper. Pour ce faire, il peut êtrenécessaire de dégerber les masses tiges et tout ou partie des tiges utilisées en forage et deredescendre une nouvelle garniture comportant des éléments de diamètre inférieur;

Contrôle du top-ciment (anneau de cimentation) dans le cuvelage (et reforage éventuel);

Grattage à l'aide du "scrapper" descendu aux tiges de la future zone d'ancrage du packer ; unecirculation est effectuée en même temps pour évacuer les déblais (particules de ciment entre autres)

Mise en place d'un fluide de complétion en fin de circulation;

Enregistrement de diagraphies pour contrôler la qualité de la cimentation;

Enregistrement d'une diagraphie de recalage. Il s'agit généralement d'un gamma ray couplé à unC.C.L. (casing collar locator). Le gamma ray permet une corrélation avec les diagraphies réaliséesen trou ouvert (dont un gamma ray en général) et le C.C.L. enregistre les joints de cuvelage. Ainsi,par la suite, le calage, par rapport aux niveaux ou aux interfaces du réservoir, des outils utilisés aucours des opérations de complétion pourra se faire simplement par rapport aux joints de cuvelage.

4.2 Restauration éventuelle de la cimentation

Dans le cas où la qualité de la cimentation est insuffisante par rapport aux problèmes que posele gisement (isolation du ou des niveaux, interfaces...) et aux opérations prévues sur la couche (essaisde puits, traitement. . .), il est nécessaire d'entreprendre une restauration de la cimentation.



Pour cela, il est généralement nécessaire de perforer le cuvelage et d'injecter sous pression duciment au droit de la ou des zones mal cimentées.

4.3 Rétablissement de la liaison couche-trou

Dans le cas d'un trou cuvelé, il faut s'affranchir de la barrière entre le réservoir et le puits queconstituent la gaine de ciment et le cuvelage proprement dit.

Sauf cas exceptionnel, cela est réalisé, avant ou après équipement du puits, par perforation àl'aide de charges creuses. Cette opération impose des règles de sécurité très strictes liées à l'utilisationd'explosifs. De plus, quand cette opération a lieu avant équipement, il faut, dès la perforation et jusqu'àla mise en place de l'équipement définitif du puits, prendre garde à ne pas mettre le puits en éruption.

4.4 Essai des puits

Tout puits doit faire l'objet d'un test, éventuellement de courte durée, pour connaître au moinsson index de productivité (ou d'injectivité) et son endommagement éventuel.

Dans le cas d'un gisement en développement où de nombreux puits ont déjà été réalisés, unesimple évaluation en fin de complétion peut parfois suffire.

Par contre, sur les premiers puits de développement, sans parler des puits d'appréciation et deceux d'exploration, des essais plus conséquents sont nécessaires.

C'est à partir de ces essais et d'études complémentaires en laboratoire sur les roches et lesfluides que peuvent être définies la nécessité d'entreprendre un traitement et l'opportunité de tel ou tel

traitement.

Les essais de puits se font donc assez souvent avec des garnitures provisoires.

4.5 Traitement de la couche

Il s'agit principalement des opérations de contrôle des sables et des opérations de stimulation.

En ce qui concerne ces opérations de stimulation, un essai de puits préalable peut êtrenécessaire pour décider de son bien fondé.

Selon les cas, ces traitements sont réalisés avant ou après équipement du puits et peuventnécessiter un équipement provisoire.

4.6 Équipement du puits

Il s'agit de la mise en place de l'équipement définitif du puits et du test de ces équipements unefois en place.

A l'équipement classique de base (packer, divers fond, tubing, tête de puits), peuvent s'ajouterdes équipements spécifiques relatifs à la sécurité ou à l'activation du puits.



Comme nous l'avons vu, il peut avoir lieu après ou avant perforation du puits.

4.7 Mise en service du puits et évaluation de ses performances

Pour un puits producteur cette phase nécessite de remplacer le fluide de densité suffisammentélevée pour tenir la pression de gisement qui se trouvait au départ dans le puits par un fluide plus léger.Selon le moment où les perforations sont réalisées (avant ou après équipement) et, selon l'équipementen place, cette opération peut avoir lieu à différents moments (après équipement ou avant perforation).

La mise en service d'un puits producteur comporte une phase de dégorgement. Les traitementseffectués sur la couche peuvent imposer des contraintes à ce niveau là (mise en dégorgement le plusvite possible après acidification, dégorgement progressif en cas de contrôle des sables…)

Elle peut nécessiter un démarrage assisté (pistonnage, utilisation d'un coiled tubing, .. .), sansparler des procédés d'activation permanents.

L'évaluation initiale des performances est essentielle. Elle permet éventuellement de décider del'opportunité d'un traitement. Elle sert de référence pour le suivi ultérieur du comportement du puits.Enfin elle peut être riche d'enseignement pour les puits futurs.

4.8 Déménagement de l'appareil

Pour ce déménagement de l'appareil de forage ou de complétion proprement dit, le puits doittoujours être mis en sécurité.

Ce déménagement peut avoir lieu une fois l'ensemble des opérations terminé ou dès quel'équipement définitif a été mis en place.

4.9 Interventions ultérieures : mesures, entretien, reprise, abandon

Le suivi dans le temps du comportement du puits permet d'agir en conséquence, de vérifier lebien ou le mal fondé des décisions prises et la qualité de leur réalisation sur chantier. Il permet aussi demieux connaître le comportement du gisement et donc d'anticiper sur les problèmes d'exploitation.

Par ailleurs, la complétion du puits fait l'objet d'interventions d'entretien pour la garder en bonétat. Elle peut aussi faire l'objet d'une reprise pour la réparer ou pour modifier les conditionsd'exploitation.

Pour tout cela, il est essentiel de connaître :

Toutes les opérations qui ont été réalisées dans le puits ainsi que les conditions dans lesquelles ellesse sont déroulées,

Tous les équipements en place ainsi que leurs caractéristiques.

Il faut donc établir à chaque fois un rapport détaillé, l'ensemble de ces données pouvant figurerdans une banque de donnée informatisée.



Descente d'une complétion

Préparation et recommandations générales

1 Préparation de la descente d'une complétion1.1 Introduction

1) Conception de la complétion

2) Rôle du compléteur

1.2 Préparation de l'opération

1) Programme de complétion

2) Commande du matériel

3) Réception du matériel

4) Vérification de l'appareil

5) Préparation de l'équipement

6) Transport sur chantier

2. Recommandations générales lors des opérations de complétion

2.1 Sécurité pendant les opérations de complétion

2.2 Grandes phases de la descente d'une complétion

2.3 Vérification de l'appareil

2.4 Montage et test de la tubing head

2.5 contrôle du trou

2.6 mise en place du fluide de complétion

2.7 Perforation

2.8 mise en oeuvre des packers

2.9 mise en oeuvre du tubing

2.10 pose de pose de l'olive2.11 mise en place de l'arbre de noël

2.12 mise en place des fluides d'annulaire et de dégorgement

2.13 mise en oeuvre des scssv

2.14 Dégorgement du puits

2.15 Déménagement de l'appareil de forage

2.16 Rapport de complétion



1. Préparation de la descente d'une complétion

1.1 : Introduction

1) Conception de la complétion

a) Démarche

b) Points à définir

• Configuration générale

liaison couche-trou colonne(s)

Et éventuellement

traitements spéciaux méthode d'activation

• Procédure générale• Sélection des fluides• Sélection des équipements• Moyens spécifiques nécessaires :

Matériel

société de service

• Coût prévisionnel

2) Rôle du compléteur

• Établir le programme détaillé d'opération

• Faire approvisionner le matériel

• Inspecter le matériel en usine

Données:

. Environnement

. Géologie

. Gisement

. Forage

. Ex loitation

Conception de laComplétion

Contraintes techniques liées à lacomplétion



• Le réceptionner à la livraison

• Vérifier la disponibilité de tout le matériel

• Contacter les sociétés de service

• Superviser les opérations de complétion• Effectuer les contrôles nécessaires

• Établir le rapport de complétion

1.2 Préparation de l'opération

1) Programme de complétion

Il définit :

. La procédure complète détaillée

. Les équipements à mettre en oeuvre et leur cote

. Les outillages nécessaires

. Les services et équipements à contracter

. La composition des fluides

. Les consignes de sécurité particulières

. Les tests et contrôles à effectuer

. Le planning prévisionnel

. Le coût estimé

Il comporte aussi :

. Les données "gisements, forage, . . ." nécessaires

2) Commande du matériel

Elle doit préciser

. Les normes de référence (spec et RP de l'API, NACE, ISO)

. Les conditions d'utilisation (P, T, fluides, . . .)

. Les matériaux

. Les caractéristiques nominales : diamètre, masse, nuance, . . .

. Les connexions (+ graisse et protecteur)

. Les caractéristiques particulières : surcalibrage, pièces de rechange, . . .



. L'assurance qualité et les tests de réception en usine

. La date de livraison

(Attention aux délais de transport)

Vérifier :

. La conformité par rapport aux spécifications du service complétion

. Les délais de livraison par rapport au planning des opérations

Ne pas oublier lors de l'appel d'offre

. Les outils de pose, de retrait, d'instrumentation

. Les services associés requis (préparation en atelier, service sur site, maintenance, . . .)

3) Réception du matériel

En usine

. Contrôle qualité (matériaux de fabrication)

. Tests de fonctionnement (spécifier l'huile hydraulique pour les SCSSV, . .)

. Tests en pression

Sur base

. Inventaire du matériel

. Contrôle du marquage

. Vérification des documents

. Examen visuel

. Tests, éventuellement

. Mise à jour de l'état des stocks

4) Vérification de l'appareil

avoir une bonne connaissance des contrats :

• Pour vérifier la disponibilité et la qualité des équipements et des services prévus

dans le contrat de base

• Pour connaître les équipements et les services supplémentaires à contracter



• Pour contrôler la facturation des opérations

points à vérifier

• Capacité de l'appareil :

levage, rotation, pompes, bassins, stockage

• État bassins, lignes, manifold

• BOP :

adaptateur correspondant à la tête de tubing (THS)

Diamètre int. de l'ensemble "adaptateur - tube fontaine supérieur au

diamètre de l'olive)

composition, garnitures disponibles

• Sécurité tubulaire :

gray valve, . . . + réductions

• Matériel de levage du tubing :

têtes de levage, élévateurs, cales ou spider

• Matériel de vissage du tubing

• Matériel de fishing pour l'équipement de complétion

5) Préparation de l'équipement

a) d'une manière générale

• préparation et contrôle du matériel de complétion

• Vérification de la conformité des éléments avec les spécifications techniques retenues

• Inspection et mesurage de l'ensemble du matériel tubulaire

• Contrôle des caractéristiques géométriques et mécaniques, et essais éventuels d'étanchéité et

de fonctionnement de tous les autres équipements

• Préparation et contrôle des équipements de travail au câble

b) Tubing

• contrôle à la réception



• stockage. Rack surélevé

. Nappes isolées (au moins 3 madriers/longueur)

. Légèrement incliné

. Si protecteur étanche : sachets déshydratants

. Filetages graissés, protecteurs bloqués (vérification périodique)

. Revêtement anti-corrosion fin

• préparation pour expédition sur chantier

. Si tubing neuf

- Examen visuel du corps

- Nettoyage et contrôle des filetages- Revissage et blocage des protecteurs

- Nettoyage intérieur du tubing

- Calibrage avec un mandrin :

L = 1066,8 mm (42")

D = D int - 2,38 mm (3/32") si D<_ 73,0 mm (2" 7/8)

D int - 3,18 mm (1/8") si D >- 88,9 mm (3" 1/2)

. En plus, si tubing usagé

- contrôle magnétique et ultrasonique

- inspection soignée des filetages & des portées d'étanchéité

• marquage des tubings usagés :

. Classe 2 : bande jaune

Épaisseur > 85 % épaisseur nominale

. Classe 3 : bande bleue


. Classe 4 : bande verte


. Classe 5 : bande rouge

Épaisseur < 50 % épaisseur nominale ou filetage hors service

Seuls les tubings de la classe 2 sont réutilisables sans accord spécial

• Expédition sur chantier



. Protecteurs en place

. Éviter les chocs

. Tous les manchons du même côté

. Chargement isolé du plancher, en nappes bien arrimées

. Accompagné d'un état technique

- nombre, caractéristiques, longueurs

. Prévoir un excédent

• Réception et préparation sur chantier

. Déchargement et stockage : voir précautions ci-avant

. Stockage par catégorie

. Filetages femelles du côté du puits

. Contrôle visuel (déformation, corps étranger à l'intérieur)

. Mesurage et marquage des tubes (longueur, numéro)

. Garder de côté des tubings de longueur différente pour l'ajustage

. Nettoyage et contrôle des filetages

. Protecteurs mâles remis en place (sans bloquer)

Attention :

. Travail long, main d'oeuvre nécessaire

. Inspection et mesurage faits par le contrôleur complétion

. Tubes douteux à réexpédier pour inspection

c) Equipement de fond et tête de puits

- à faire en atelier, si possible

. Calibrage et relevé des cotes principales (ID, OD,. . .)

. Contrôle visuel des filetages, des garnitures et des portées d'étanchéité

. Vérification, nature & nombre des vis ou anneaux de cisaillement (packer

hydraulique)

. Vérification des équipements wire-line avec les outils correspondants : siège,

SSD, . . .

. Préassemblage des équipements spéciaux (surtout si filetage inox)



. Test en pression des équipements avec étanchéité (SSD, mandrin à poche

latérale, joint coulissant, tête de puits)

. Pièces de rechange : garniture, joints, packer hydraulique, joints tores.

d) Outillage et produit

• Outillage du maître d'oeuvre ou du Contracteur de forage

. Outil, porte outil, scrapper, réductions, . . .

. Wear bushing, outil de pose

. Outil de test des BOP

. Garnitures de BOP (O tubing)

. Dispositifs de fermeture sur tubing + réduction adaptée

. Matériel de manutention du tubing et des accessoires :

- cales, colliers de sécurité, élévateurs, tête de levage, stabbing guide, . . .

. Bouchons wire-line, séparation sleeve (+ rechange)

. Matériel pour la ligne de contrôle : coupe tube, raccord, colliers et outil

correspondants . . .

. Pompe hydraulique de test

. BPV, TWCV, outil de pose et de repêchage

. Clés à frapper, masse en bronze

. Pompes à graisse, à packing

. Joints tores (+ rechange)

. Commande manuelle pour l'opérateur sur l'arbre de Noël

. Montage pour pompage (contre bride + raccord union . . .)

. Porte duse, jeux de duses, clé

. Équipement de dégorgement

• Équipements ou services spéciaux (contractés séparément)

. Matériel de diagraphies électriques

. Matériel wire-line (y compris matériel de repêchage)

. Matériel de vissage et de test tubing

. Matériel d'instrumentation adapté aux équipements de complétion

. Pompe haute pression



• Produits

. Produits de base + additifs pour

- fluide de complétion- fluide de packer

- traitement particulier (si prévu)

. Colmatants temporaires

. Graisse pour tubing (coefficient)

. Huile hydraulique pour vanne de sécurité

. Graisses spéciales pour la tête de production (packing, . . .)

6) Transport sur chantier

. Containers ou paniers rigides pour le petit matériel

. Racks pour les équipements longs

. Protection de tous les filetages

. Protection des surfaces d'étanchéité (graisse, papiers gras)

. Suffisamment à l'avance pour

- dernier inventaire

- vérification complète sur site

- éviter les transports en urgence

. Matériel des autres contracteurs installés en temps voulu (s'assurer de

l'assistance du contracteur de forage)



2. Recommandations générales lors des opérations de complétion

2.1) Sécurité pendant les opérations de complétion

1) Phases délicates vis à vis de la sécurité

. Perforation

. Pompage

- haute pression

- de produits toxiques

. Remplacement des BOP par l'arbre de Noël (ou l'inverse)

. Démarrage du puits

. Mise du puits sous fluide de contrôle

. "Désancrage" du packer

2) Règles de sécurité à appliquer

• les règles générales

. Sécurité de l'appareil et de l'installation

. Sécurité du personnel

. Sécurité en mer

. H2S et produits toxiques

• Règle de base : au moins deux barrières

. Une barrière = côté tubing et côté annulaire

. Si possible de nature différente

. Test des barrières mécaniques (si possible)

+ Règles spécifiques aux opérations particulières :. Perforation, essai de puits, travail au câble, . . .



3) Barrières de sécurité lors des différentes phases

a) Pendant la descente de l'équipement (ou sa remontée)

- du côté annulaire. Fluide de complétion

. BOP

Par ailleurs (si la liaison couche-trou est établie : "trou ouvert" ou "trou cuvelé et perforationsdéjà réalisées')

. Surveillance permanente du niveau dans le bac de contrôle

. Limitation de la vitesse de manoeuvre

b) Lors du remplacement du BOP par l'arbre de noël

- du côté annulaire

. Fluide de complétion

. Tubing hanger

. Packer

c) En production (puits susceptibles de débit par eux-mêmes)

- du côté annulaire

. (Fluide d'annulaire en fonction

de sa densité)

. Tubing hanger

. Si puits en gas lift :Vanne de sécurité annulaire

. Packer

d) En opérations sur puits & production simultanées

• puits en opérations

- du côté tubing. Fluide de complétion

. Vanne (de type gray valve, . . .) prête à être

vissée sur le tubing (présente sur le plancher,

en position ouverte, connexion adéquate, clé

de manoeuvre, . . .)

- du côté tubing

. Fluide de complétion

. BPV (Back Pressure Valve)

Et/ou . SCSSV

Et/ou . Plug

- du côté tubing

. Arbre de Noël avec vanne maîtresse

supérieure (ou vanne latérale) pilotée

. SCSSV (ou SSCSV)



. Voir les règles "complétion"

• puits en exploitation

. Les mêmes barrières de sécurité activées qu'en production

. Sécurité activée :- par pilotes HP, BP tête de puits

- par défaut général process

- manuellement

. Si équipement de sécurité défaillant -~ règles spéciales (selon la nature de la défaillance

et le type d'opération)

- fermeture au niveau de la tête de puits

- bouchon

- puits "tué"

e) pour l'abandon du puits

• règles particulières selon

. Abandon temporaire ou définitif

. Architecture et "contexte" du puits

. Réglementations locales

• au moins deux barrières de sécurité indépendantes

4) notions de barrières "positives" & de barrières "conditionnelles"

• barrières "positives"

(1) Puits non éruptifs

(2) Cuvelage cimenté et non perforé

(3) Cuvelage avec perforations cimentées par esquiche (si testé par pression différentielle

négative)

(4) Bouchon de ciment au-dessus du top des perforations (si testé . . .)

(5) Bridge plug au-dessus du top des perforations (si testé. . .)

(6) Boue de forage (fluide chargé en solide) de densité suffisante pour tenir la pression de

gisement

(7) Fermeture totale + cisaillante testée récemment et, quand il n'y a pas de garniture dans

le puits

(8) Fermeture totale testée récemment



(9) Obturateur annulaire et, si l'annulaire cuvelage-colonne de production est isolé de la

pression de fond (par un packer, du ciment, . . .) ou s'il y a un tubing hanger en place dans

le tubing head spool

(10) Vanne maîtresse (sans rien à travers)(11) Vanne de sas + vanne latérale ou duse réglable (le tout sans rien à travers) et, pendant

une opération wire-line

(12) Un sas wire-line équipé d'un BOP wire-line (si testé) et associé à une vanne latérale

(s'il y a une croix entre le tubing et le sas)

• Barrières "conditionnelles"

(1) Cuvelage avec perforations cimentées par esquiche (si non testé en dépression)

(2) Bridge plug au-dessus du top des perforations (si non testé . . .)(3) Fluide sans solide de densité suffisante

Et, quand la garniture est dans le puits :

(4) Fermeture sur tige testée récemment, associée à un équipement de fermeture en tête du

matériel tubulaire

(5) Obturateur annulaire testé récemment associé à un équipement de fermeture en tête du

matériel tubulaire

(6) Vanne d'intervention et packer prêt à être ancré (ou ancré mais non testé)

Et, si l'annulaire cuvelage-colonne de production est isolé de la pression de fond (par un packer,

du ciment, . . .) ou s'il y a un tubing hanger en place dans le tubing head spool :

(7) Bouchon dans le tubing

(8) Vanne de sécurité de subsurface testée récemment

(9) Back pressure valve dans l'olive

Et pendant une opération wire-line ou en production par pompage aux tiges :

(10) Presse-étoupe pouvant supporter la pression possible en surface

• Nombre requis de barrières

. Au moins l'une des conditions suivantes doit être remplie

- deux barrières positives

- une barrière positive et une barrière conditionnelle

- trois barrières conditionnelles

Note : les barrières ne doivent pas être toutes du type barrière positive 7, 8 ou 9 et du type

barrière conditionnelle 4 ou 5



. Une (ou des) barrière(s) complémentaire(s) doivent être ajoutées si

- l'effluent contient de l'H2S à une concentration toxique

- en environnement arctique ou quand l'environnement est un facteur essentiel

2.2) Grandes phases de la descente d'une complétion1) Cas d'un équipement comprenant un packer hydraulique

Descendu directement avec le tubing, un dispositif de circulation et une vanne de sécurité

de subsurface (de type WLR)

a) Grandes phases opératoires

. Assemblage et descente du tubing (et de ses accessoires)

. Suspension du tubing en tête de puits

. Test du tubing au-dessus du packer

. Ancrage du packer et test global du tubing

. Remplacement du BOP par l'arbre de Noël

. Changement des fluides dans le puits

. Mise en place de la vanne de sécurité de subsurface (de type WLR)

. Dégorgement et évaluation du puits

Nota : Adaptation et test du BOP réalisés préalablement

b) Effets de l'ancrage hydraulique du packer

Rappel :. Avant ancrage du packer, effectuer un test partiel du tubing : partie du tubing situé entre

la surface et un siège situé juste au dessus du packer

Allongement :

. Effet piston MOINS effet ballooning

effet résultant = 0,4 effet piston

Conséquences :

. Tension au niveau de la connexion tubing-packer si packer ancré olive posée

. Effet pouvant être utilisé pour libérer un "joint coulissant" équipé de vis de cisaillement

. Slack-off plus important à prévoir

. Effet pouvant être utilisé pour libérer un "joint coulissant" équipé de vis de cisaillement

2) Cas d'un équipement comprenant un packer permanent posé préalablement



A la descente du tubing, un dispositif de circulation et une vanne de sécurité de subsurface de

type WLR

a) Grandes phases opératoires

. Descente et ancrage du packer au câble

. Assemblage et descente du tubing (et de ses accessoires)

. Ajustage, test et suspension du tubing

. Remplacement du BOP par l'arbre de Noël

. Changement des fluides dans le puits

. Mise en place de la vanne de sécurité de subsurface (de type WLR)

. Dégorgement et évaluation du puits

Nota : Adaptation et test du BOP réalisés préalablement

b) Calcul de l'ajustage du tubing

. Amener le tubing à la valeur de compression (ou de tension) prévue par le programme

. À cette valeur faire un repère "A" sur le tubing au niveau de la table de rotation

. Mesurer l'excédent de tubing par rapport au point de vissage prévu dans l'olive

L'excédent est constitué de :

a = distance entre le haut du manchon pris dans l'élévateur et le repère A

b = distance entre le repère A et les vis pointeaux de la bride supérieure de tête du tubing

c = distance entre les vis pointeaux de la bride supérieure de la tête de tubing et la base de l'olive

Diminué de :

d = hauteur d'un manchon à enlever

Le total "a + b + c - d" donne la longueur "E" de tubing à éliminer

. Définir les tubings à enlever ainsi que les tubings ou les pup-joints de remplacement

Nota : Ne pas hésiter à faire un SCHÉMA



2.3) Vérification de l'appareil

1) Rappels

. Contrats (matériel, service)

. Capacités de l'appareil

. Circuits "fluides"

. Matériel de sécurité (BOP, sur tubulaire,. . .)

. Matériel de levage, vissage et fishing adapté à l'équipement de complétion (tubing)



2) Equipements de contrôle d'éruption

• vérifier la disponibilité de :

. Mâchoires adaptées à la garniture (tubing)

. Équipement d'obturation du tubing• contrôles et essais :

. Bloc d'obturation préventif (BOP)

. Unité d'accumulation et poste de commande

. Circuits d'injection et d'évacuation

. Équipement d'obturation des tubulaires (garniture de forage, tubing)

3) Circuits fluides

. État

. Vérification des branchements

. Vérification de la propreté

2.4) Montage et test de la tubing head

• Attention à l'orientation

- sorties latérales E.A.

- (trous sur la bride supérieure pour les boulons)

- si complétion multiple, orientations induites pour les sorties latérales de l'arbre de Noël

• Éventuellement, étanchéité complémentaire sur le casing de production

• Position vis pointeaux (et des presse étoupe)

• Wear Bushing

- en place si garniture "provisoire"

- à retirer avant descente de l'équipement définitif

• Test de l'étanchéité "tête de cuvelage -joint tore - tête de tubing - extension du cuvelage"

2.5) Contrôle du trou

. Contrôle du top ciment

. Reforage du surplus de ciment (si nécessaire)

. Raclage de la zone à perforer et de la (ou des) zone(s) d'ancrage du (ou des) packer(s)

. Circulation pour nettoyage du puits

. Misse en place du fluide de complétion



. Logs de calage et de cimentation

- gamma ray - CCT

- CBL - VDL ou (et) CET

. Restauration de la cimentation (si nécessaire)

2.6) Mise en place du fluide de complétion

1) choix de la nature du fluide de complétion

a) Fonctions principales a réaliser

. Assurer la sécurité du puits densité

. Éviter l'endommagement du réservoir

. (Assurer le nettoyage du puits)

En pratique, ce sont généralement des saumures



b) Fluides usuels

- mousses (d = 0,20 à 0,30)

- base huile (d = 0,80 à 1)

- base d'eau sans solide (d = 1 à 2,3)

- base d'eau plus solides (d = 1 à 2,3)

Nota : il peut être nécessaire de prévoir :

. Des bouchons visqueux

. Des bouchons de colmatant temporaire

c) Fluides de complétion disponibles

- Mousse

0,20 à 0,30 mousse dense

- Base huile

0,80 à 0,90 gas oil où huile brute

0,85 à 0,95 boue à huile ou émulsionnée inverse

0,85 à 1 boue émulsionnée directe

- Base d'eau sans solide*

1 à 1,03 eau - eau de mer - eau saumâtre

1 à 1,16 eau douce + KCl

1 à 1,20 eau douce + Na Cl

1 à 1,30 eau douce + Mg Cl2

1 à 1,40 eau douce + Ca C12

1,16 à 1,20 eau douce + K Cl + Na Cl

1,20 à 1,27 eau douce + Na Cl + Nat C03

1,20 à 1,40 eau douce + Na Cl + Ca C12

1,20 à 1,51 eau douce + Na Cl + Na br1,40 à 1,70 eau douce + Ca C12 + Ca Brg

1,70 à 1,80 eau douce + Ca Brg

1,80 à 2,30 eau douce + Ca Brg + Zn Br2

- Base d'eau plus solides

1 à 1,70 eau douce + C03 Ca

1 à 1,80 eau douce + C03 Fe (sidérite)

1 à 1,80 boue de forage + C03 Ca or C03 Fe



1 à 2,30 boue de forage + baryte

1 à 2,30 eau douce + résines

1 à 2,30 boue à huile ou émulsionnée inverse ou émulsionnée directe

2) détermination de la densité

Tenir compte :

. De la marge de sécurité désirée (généralement de 5 à 15 bar)

. De l'effet de température (et de pression) sur la densité moyenne du fluide

- pour une saumure

.Ad = -3 à 610-4 A0 (°C)

. Ad = + 0,2 à 0,3 10-4

AP (bar) Attention:

. Rester dans un même système d'unité (ne pas assimiler Pg exprimé en bar à une

pression en kgf/cm2 en appliquant directement P = Zd /10)

. Tenir compte de la cote de référence pour laquelle la pression gisement a été

donnée par le service gisement

- saumures : densité en fonction de la température (a/b:1<d<1,4)



4) nettoyage du circuit

. Nettoyer préalablement l'ensemble du circuit : bacs, pompes, lignes, puits

. Faire plusieurs cycles pour le nettoyage du puits

. Lors du vissage du tubing, graissage avec modération, de préférence uniquement

sur le filetage mâle (impératif pour la mise en place d'un gravillonnage)

2.7) Perforation

1) Différents types de liaison (rappel)

- open hole

- perforation

- contrôle des sables

2) Méthodes de perforation

a) Principales méthodes

Avant équipement (en trou "nu") :

. Canons :

- descendus au câble électrique

- de gros diamètre

- directions de tir multiples

. Tir en surpression

Après équipement (au travers du tubing) :

. Canons ou supports

- descendus au câble électrique

- de petit diamètre

- une seule direction de tir

. Tir en dépressionAvec TCP (tubing conveyed perforator):

. Descendu

- au bout du tubing

- avec l'équipement définitif (ou non)

. Tir en dépression (ou en surpression)

b) choix de la méthode



Compromis entre :

. Les contraintes : liées au puits

- existence ou non d'un colmatage

- risque ou non de venue de sable- nature de l'effluent

- caractéristiques du gisement

- état du puits (cuvelage, cimentation)

- sécurité

. Et les conditions optimales de perforation

- tir en dépression

- fluide propre dans le puits

- canon de gros diamètre

- charges performantes

- dégorgement, rapidement après tir

3) sécurité

Vérifications électriques préalables :

. Mise à la masse et liaison équipotentielle de tous les équipements concernés (derrick,

casing, tubing, unité et son générateur)

. Arrêt des opérations de soudure électrique

. Arrêt de tous les générateurs non indispensables (maintenir ceux de l'appareil et ceux des

quartiers d'habitations)

. Pas d'installation électrique bricolée (éclairage,. . .)

Sécurité de base

. Pas de perforation

- en cas d'orage

- de nuit sauf si réservoir connu et sous réserve d'une analyse spécifique (éclairage,

moyens d'évacuation, . . .)

Et, si perforations en surpression avant équipement

. Fluide de complétion (vérifier le niveau du fluide dans le puits avant le tir)

. BOP de forage

. Pompe haute pression branchée sur le puits et prête à pomper

. (Possibilité d'utiliser en "shooting nipple")



. Après chaque tir et pendant la remontée du canon, surveiller la stabilité du puits

. Remonter lentement (25 à 40 m/min) pour ne pas pistonner et remplir le puits pour

compenser le volume câble

Où, si perforations en dépression après équipement. Tête; de production complétée par un sas haute pression

- testé en pression

- de longueur compatible avec l'équipement utilisé

- muni d'un presse-étoupe, d'un BOP sur câble, d'une prise de pression et d'un

manomètre

. Pompe haute pression branchée sur le puits et prête à pomper

. Puits plein de fluide (fluide ininflammable au niveau de la tête de production) sauf cas

particulier

. Après chaque tir et pendant la remontée du canon surveiller la pression du puits

Précautions supplémentaires a l'armement, en début de descente et en fin de remontée (jusqu'à

au moins 30 à 100 m/sol) :

. Selon le type de perforateur (niveau d'énergie nécessaire pour la mise à feu), pas

d'émission radio, couper les radio-balises

. Pas de remise en route de générateurs

. Éloigner le personnel non indispensable

. Interdire le stationnement dans la ligne de tir

. Mise en oeuvre des charges exclusivement de la responsabilité de l'ingénieur de la

société de services

. Safety switch en position "OFF" et clé enlevée

. Redoubler de prudence à la remontée en cas de mis fire

. Vérifier le canon à sa sortie :

- état- toutes les charges parties

4) autres recommandations

Si perforations en surpression avant équipement :

. Importance de la nature du fluide dans le puits (fluide propre et sans solide)



. Vitesse de descente non limitée sauf au droit "d'anomalies" (anneau de cimentation

étagée, tête de liner, . . .)

. Éviter de descendre au fond du trou

. Si plusieurs runs, perforer de bas en haut Si perforations en dépression après équipement :

. Tenir compte de la pression et de la température pour le choix des charges et du cordon

détonnant:

. Faire un calibrage et un top sédiment au préalable

. Calculer le nombre de barres de charges pour pouvoir descendre et remonter sans

problème

. Communiquer le profil du puits à l'opérateur de la société de service

. Descendre et remonter lentement surtout au droit des restrictions (connaître avec,

précision les diamètres et profondeurs correspondants)

. Si plusieurs runs, perforer

- de bas en haut (sans dégorgement entre chaque tir)

- ou d'abord les zones les moins perméables (avec dégorgements intermédiaires)

. Ne pas remonter Juste après tir, mais attendre pour la chute des débris

5) Calage des perforations

Réglage par rapport aux diagraphies :

. Diagraphies enregistrées par rapport à un log de référence (gamma ray)

. Après cuvelage, enregistrement d'un GR - CCL

. Perforation associée à un CCL (ou un GR - CCL)

Enregistrement du CCL :

. En remontant

. Intérêt d'incorporer un joint court dans le cuvelage

Présentation du log de calage (un enregistrement par tir) :

. A gauche : CCL avant tir (pour recalage)

. À droite : CCL lors du run correspondant au tir, cote d'arrêt repérée par un décalage du

galvanomètre



. Possibilité d'un enregistrement après tir, mais attention aux risques décoincement

(perforation éventuellement visibles à cause de la déformation du casing si support serai

ou non récupérable)

Renseignement à faire figurer :. Distance CCL/charge la plus basse (ou la plus haute)

. Configuration du canon

. Cotes extrêmes de chaque tir

. Densité de tir, nombre de directions de tir

. Type de canon, type de charge

. Composition de l'outil (centreur, positionneur magnétique, . . .)

. Distance "table de rotation - bride supérieure de l'olive"

Exemple de calme des perforations



6) "nettoyage" des perforations

a) Paramètres clés pour l'état des perforations

. Méthodes de perforations utilisées :

- en surpression

- en dépression

. Nature et propreté du fluide dans le puits

Et aussi, dans le cas de perforations en dépression :

. Valeur de la pression différentielle en relation avec :

- nature du fluide dans le gisement

- importance de la perméabilité de matrice

b) Méthodes de nettoyage

Dégorgement du puits :

. Mise en production "brutale" sur duse "de gros diamètre"

Mais :

. ∆P sur perfos colmatées limité par les perfos qui produisent

. Risque de "déconsolidation" de la formation

---> Pas adapté si contrôle des sables (mise en production par palier)

Back surging :

. Chambre à pression atmosphérique

---> Dépression "instantanée" importante

---> Volume débité limité

Washing tool :

. Nettoyage de proche en proche par circulation (grâce à un outil à coupelle)

. Technique très utilisée avant un contrôle des sables par gravillonnage

Mais :

. Risque de "déstabilisation" des fines

. Procédure longue :

- descente et remontée de la garniture

- 5 à 10 min de circulation par pied



Back surging

Gamme typique de pression différentielle recommandée (d'après la littérature)

liquide gaz

forte perméabilité(K > 100 mD)

15 à 35 bar 70 à 140 bar

faible perméabilité(K < 100 ml)

70 à 140 bar 140 à 350 bar

Volume de la chambre :

. 10 à 15 litres par perforationWashing tool



(a) descente : L'outil de circulation est vissé sur le train de tige. La vanne à chemise coulissante

est positionnée en position ouverte (mais pas verrouillée) et l'outil est descendu dans le puits. La

vanne reste ouverte pendant la descente.

(b) lavage des perforations : Une fois les perforations à laver atteintes, l'outil est descendu plusbas que les perforations puis remonté d'au moins 18 inches pour fermer la vanne à chemise

coulissante. Les perforations sont alors lavées à partir du bas. Pendant le lavage des perforations

du bas vers le haut il n'est pas nécessaire de verrouiller la vanne à chemise coulissante en position

fermée.

(c) circulation inverse : La vanne à chemise coulissante est verrouillée en position fermée

(système de rainure en J). Le fluide pompé dans l'annulaire passe par le by-pass annulaire de

l'outil de lavage, à travers le clapet à billes puis remonte par l'intérieur du tubing. Cette procédure

permet d'évacuer en circulation inverse le sable ou les débris du fond du puits.

(d) remontée de l'outil : Le train de tige est manoeuvré pour rouvrir la vanne à chemise

coulissante (système de rainure en J) et l'outil est remonté. Pendant la remontée, le fluide by-

passe l'outil sur toute sa longueur.

Lavage a l'acide :

. Garniture provisoire

. (Esquiche depuis la surface)

. Coiled tubing ou snubbing

Mais

. Tendance de l'acide à privilégier certaines perforations

---> Utilités de méthodes de "diversions"

- washing tool

- billes

. Cf. "remarques générales" ci-dessous

Remarques générales :

Quelle que soit la méthode utilisée :

- décolmatage jamais assuré à 100 %

- perturbations pouvant induire un colmatage

. Si décolmatage avec garniture provisoire

- nécessité de restabiliser le puits pour remonter la garniture provisoire et descendre

l'équipement définitif (utilisation de Colmatants "temporaires")



---> Meilleur méthode : limiter le colmatage c'est-à-dire perforation en dépression après

équipement

7) Contrôle du résultat

. Simple jaugeage

. Essai de puits global

. Essai de puits zone par zone (pas possible si équipement définitif en place)

. Diagraphies de production

2.8) Mise en oeuvre des packers

1) Précision à fournir lors de la commande

- Outre le type de packer, PRÉCISER :

. Le casing : diamètre, masse nominale, grade ---> (nature des slips)

. Les fluides

- fluide de complétion et fluide d'annulaire

- effluent

- produits susceptibles d'être pompés

. La température de fond

. Les accessoires souhaités (compatibilité)

2) Expédition et réception sur chantier

. Conformité du packer au type commandé, en particulier :

- compatible avec la masse nominale du casing

- garniture adaptée

. Vis ou anneau de cisaillement adapté

. Outil de pose adapté

. Milling ou retrieving tool adapté aussi approvisionné

. Notice technique du fabricant (schémas, procédure opératoire)

3) Mise en place

a) Recommandations générales

. Scrappage et circulation préalable après :



- la cimentation initiale

- toute opération de cimentation (restauration, . . .) ou de perforation au dessus de la cote

d'ancrage

. Avant descente, vérification visuelle de l'état des garnitures

. Prévoir une extension sous packer pour milling ou retrieving tool

. Choix de la cote d'ancrage (CBL - VDL et pose au câble) :

- pose face à une zone bien cimentée

- pose entre deux joints de casing

- cote sabot tubing/toit réservoir (au moins 15 m au dessus)

. S'il y a un liner, attention au passage de la tête de liner (centrage, descente lente)

b) Recommandations supplémentaires en fonction du mode de pose

Si packer à pose mécanique:

. Vérification du bon fonctionnement des slips

Si pose au câble:

. Passe junk catcher + gauge ring

- vitesse descente lente (50 m/min)

- si panier plein : nouvelle descente

. Précautions en début de descente : mêmes précautions que pour perforation quand le

packer est "en surface" : émission radio, soudure, . . .

. Descente lente du packer

Si pose aux tiges :

. Test annulaire et test traction/compression avant de remonter le train de pose

Si packer hydraulique :

. Vis acier pour transport et test

. Vérifier vis avant descente (nature, nombre)

. Vérifier vis ou anneau de Désancrage

- en fonction des conditions futures attendues

- faire figurer la valeur de cisaillement sur le rapport de complétion

. Descente lente sans à-coup

. Prévoir :

- 1 packer de secours

- 1 Milling ou retrieving tool



Junk catcher & gauge ring

2.9) Mise en oeuvre du tubing

1) Sécurité pendant la descente de l'équipement

Barrières de sécurité pendant la descente

. Fluide de complétion dans le puits (côté tubing et côté annulaire)

. BOP pour l'annulaire + vanne prête à être vissée (type "gray valve", . . .) pour le tubing

Surveillance permanente du niveau dans le bac de contrôle

. Vérifier que le volume de retour est égal au volume d'acier descendu

Limitation de la vitesse de manoeuvre

2 ) P récautions préliminaires

. Enlever le wear Bushing

. Vérifier que les vis pointeaux sont bien rétractées et que les presses étoupe sont

bien serrés

. Mettre en place un essuie tige pour éviter les chutes d'objets sur le packer

3) Gerbage du tubing

. Protecteur mâle en place

. Calibrage du tubing sur le plan incliné

- 1 calibre par diamètre nominal de tubing et par masse nominale



- 1 seul calibre sorti

. Éventuellement, lavage à l'eau

. Utilisation d'une tête de levage ou d'un élévateur à collier

. Utiliser un collier BAASH ROSS (en cas de démanchonnage)

4) G raissage du tubing

. Nettoyage préalable (séchage à l'air)

. Même graisse que celle utilisée en usine pour le manchon

. Sur filet mâle de préférence (impératif si mise en place gravillonage)

. Couche fine

5) Vissage du tubing

. Positionner le manchon le plus près possible des cales ; de même pour la clé par rapport

au manchon

. Vérifier l'absence de souillure sur portée et filetage

. Engagement avec un stabbing guide

. Bon alignement des 2 tubes avant vissage

. Premiers tours à la main

. Puis clé hydraulique avec un bras de back up

- clé (peignes) adapté au diamètre du tubing

- couple fonction du coefficient de friction de la graisse

- blocage en vitesse lente sans à-coup

- contrôle du couple par tensiomètre

. Tensiomètre adapté au bras de la clé

. Étalonnage fréquent (retour à zéro au relâchement du couple)

. Si pas de bras de back up : clé bien à l'horizontale, angle de 90° avec le câble de retenue

. Attention aux joints spéciaux : se conformer aux recommandations du constructeur

. Contrôle du vissage :

- au tensiomètre

- par enregistrement du couple en fonction :

. Du temps

. Du nombre de tours



6) "Test" des joints de tubing

a) Par contrôle du vissage:

. JAM (joint analysed make-up); TORQUE TURN'

b) Test par l'intérieur

. Sur plug ou standing valve ou siège à bille

. Éventuellement en cours de descente (tous les 500 à 1 000 m)

. De préférence pour chaque tronçon (sous packer inférieur, entre deux packers, au dessus

du packer supérieur)

. Obligatoirement en fin de descente, de préférence avant :

- ancrage packer hydraulique

- démontage BOP. Faire une circulation inverse après le test si dépôt de rouille dans le tubing (dans la

mesure du possible)

c) Test par l'extérieur a l'eau:

. GATOR - HAWK*

d) Test par l'intérieur au gaz:

. HOLD* (helium operated leak detector), STRING LEAK. DETECTOR

- test joint par joint

- à l'hélium ou l'azote

- détection fuite très sensible (chromatographe)

MAIS PROBLEME : durée nécessaire pour qu'un test soit valable ?

HOLD (helium operated teak detector)



7) Conditions de test (test par l'intérieur avec le fluide de complétion)

Pression de test

. Pression maxi à laquelle l'installation pourra être soumise, c'est-à-dire le minimum entre

- la pression de service de la tête de puits

- la pression d'éclatement du tubing à laquelle on a appliqué le coefficient de

sécurité retenu lors de l'étude

Critère

. Pression stable pendant environ 15 min (à 30 min)

- Nota :

. Faire un enregistrement de tous les tests

8) Vissage des accessoires

. Maximum de prémontage en atelier

. Attention à la position des clés de vissage (ou des câbles, élingues, . . . lors des

manutentions)

. Attention à ne pas survisser les filetages intermédiaires (souvent fragiles) qui ont servi au

montage en usine

. Utilisation d'un collier de type BAASH-ROSS si démanchonnage ou si "corps lisse"



9) Réutilisation des tubings usagés

a) Précautions a la remontée

. En milieu acide ou corrosif, circulation préalable avec inhibiteur

. Poser en douceur le tubing sur les cales

. Attention aux entailles avec les clés

. Examiner le filetage, le graisser

. Mettre en place un protecteur

. Stocker dans le mât

. Si Dégerbage, laver à l'eau sur le plan incliné

b) Contrôle sur chantier pour réutilisation "immédiate" (work-over, . . .)

. De préférence faire un Caliper avec la remontée du tubing- si Caliper OK : contrôle minimum (contrôle du mandrin, du filetage)

- si tubing très corrodé : retour sur base

. Contrôle du drift sur toute la longueur

. Nettoyage des filetages avec :

- un produit non corrosif

- un pinceau nylon

. Contrôle visuel du filetage et de la portée

. Inspection visuelle de l'extérieur et de l'intérieur : rectitude, absence de collapse, aspect

général

. Si tube douteux :

- endoscope, ultra:son

Où

- retour sur base

. Graissage des filetages et mise en place de protecteurs

. Rédaction d'un compte-rendu précis du contrôle

2.10) Pose de l'olive

. Tube de manoeuvre vissé à la main + téflon

. Pose olive avec vannes annulaires de la tubing head spool ouvertes

. Si nécessaire appliquer 500 psi sur olive (sous HYDRILL) pour assise

. Vérifier la position de l'olive avant serrage des vis pointeaux

. Test de l'annulaire en pression (à une pression modérée : 70 bar - 1 000 psi)



- vérification de l'étanchéité du packer

- et non, test à la pression de service du cuvelage

2.11) Mise en place de l'arbre de noël

1) Recommandations de sécurité pour le remplacement des BOP par l'arbre de noël

. À effectuer, si possible, avant la mise en place des fluides d'annulaire et de dégorgement

. S'assurer de la parfaite stabilité des fluides

. Au moins deux barrières de sécurité (voire trois)

- barrière hydrostatique

. Du côté tubing et du côté annulaire : fluide de complétion

- barrière(s) mécanique(s)

. Du côté tubing : BPV, SCSSV, plug

. Du côté annulaire : olive, packer

. Le plus rapidement possible

. Après montage : tests

2) Procédure générale

. Mise en place des sécurités

. Démontage des BOP

. Montage de l'adapteur

. Montage de l'arbre de Noël

. Tests hydrauliques

3) Montage et test de l'adapteur

. Nettoyer :

- l'extension de l'olive

- la gorge du joint tore

. Remplir le volume sur olive d'huile hydraulique

. Mettre en place l'adapteur

- attention à l'orientation (sortie CL, bride supérieure)

- Sortie CL (control line)

- packing

. Tests hydrauliques

- connexion, extension

- control line



4) Montage et tests de l'arbre de noël

. Attention à l'orientation de la sortie latérale

. Test d'étanchéité de l'ensemble puis vanne par vanne par dessous sur TWCV ou plug WL

. Contrôle du fonctionnement de l'opérateur de la vanne automatique (avec pression)Nota : Test à la pression de service

5) Vérification et entretien de la tête de puits

. Contrôle des pressions des annulaires et de la control-line (attention au dégorgement)

. Graissage régulier des vannes (vannes arbre de Noël et vannes annulaires)

. Tests réguliers de l'étanchéité au niveau de l'olive

- injection de plastic packing

- resserrage des vis pointeaux. Éviter de purger l'annulaire

. Ne pas manoeuvrer la vanne maîtresse inférieure

. Pour changement de vanne sur l'arbre de Noël, au moins 2 (voire 3) barrières

- plug WL

- B:PV ou VR plug

- colonne fluide

2.12) Mise en place des fluides d'annulaire et de dégorgement

1) Procédure de base

. Ouverture de la chemise de circulation

. Pompage en direct ou inverse de

- 1 volume annulaire de fluide de packer

- 1 volume tubing de fluide léger (fluide de dégorgement)

. Attention, il peut être nécessaire de duser au retour

. Possibilité de mettre un plug ou une standing valve sous la chemise de

circulation. Fermeture de la chemise de circulation

. Test tubing (ou annulaire)

2) Variantes

Dans le cas d'un packer hydraulique

. Le packer peut être ancré après montage de la tête d'éruption et circulation des fluides

Pas d'ouverture de SSD



Mais précontrainte de traction sur le packer

Utilisation d'une unité de travail par tubing concentrique (coiled tubing, ... )

. À condition que le fluide d'annulaire soit déjà en place

Nota : le fluide d'annulaire est aussi appelé fluide de packer

3) Fluides d'annulaire : points importants

. Fluide propre "sans solides"

. Inhibiteur de corrosion + anti - oxygène + bactéricide

. Densité

- si contrôle de la pression de la couche : saumures, mais :

. Problèmes de corrosion

. Surpression si fuite en tête et P.tête tubing élevée (effluent gazé)

. Risque de densité trop élevée lors en cas de reprise de puits ultérieure

- d'où aussi: gas oil, eau douce

2.13) Mise en oeuvre des SCSSV

1) Tests sur base

a) SCSSV "wire line retrievable"

. Calibrage

. Essai de fonctionnement

. Mise en place dans Nipple + Pup-Joints + Plugs

. Test control line (5000 psi)

. Test étanchéité par dessous (P maxi attendue)

. Essai d'égalisation (selon type)

b) SCSSV "tubing retrievable"

. Calibrage

. Essai de fonctionnement

. Assemblage sur Pup-Joints + Plugs

. Test control line

. Test étanchéité da corps

. Test étanchéité par-dessous

2) Procédure d'assemblage et de descente



a) SCSSV "wire line retrievable"

. Assemblage nipple + séparation sleeve

. Incorporation à la cote désirée

- environ 30 m sous mud-line ou sol- attention, pas de réduction immédiatement sous le nipple (pup joint ou tubing

pour recevoir le corps de la vanne)

. Flushage volume control line

. Connexion CL + test

. Descente avec CL en pression

. (Sur) calibrage des tubings situés au dessus du siège de la SCSSV en fonction des OD de

la vanne et de l'outil WL de pose

(Ex : drift 3" 1/2 - 10,2 # < 2.81 < diamètre max. "outil" WL 2 .81)

. Mise en place de colliers et de protecteurs sur la control line

. Si ajustage garniture : faire top packer sans control line puis remonter jusqu'au nipple

et, avant de pose BOP,

. Connexion CL sur olive et test

. Descente olive avec extension CL jusqu'au plancher

. Remontée séparation sleeve, flushage CL

. Descente SCSSV et contrôle ancrage

b) SCSSV "tubing retrievable"

Attention:

. Ni cales, ni clés sur corps de vanne

. Ne pas visser ou dévisser liaisons corps de vanne

3) Procédure de test

a) Test

avec la pression du puits

Où

Sur plug (si pas de pression en tête : puits sous fluide de complétion, . . .)

. Cela suppose que l'on puisse faire une opération WL à travers la SCSSV

. Procédure correspondante

- fermeture en tête de puits

- plug dans nipple sous SCSSV



- mise en pression tubing à P test + 100 psi

- fermeture SCSSV

- purge en tête à 100 psi

- observation- ouverture SCSSV (cf ci-dessous)

- récupération du plug

b) Déroulement (si test avec la pression du puits)

. Fermeture en tête de puits (et attente pour gazage du haut du tubing si P.tête < P.bulle)

. Fermeture SCSSV

. Purge en tête pour avoir P.atmosphérique ou ∆P test sur la SCSSV, puis refermeture

. Observation (30 min)

. Si "SCSSV avec système d'égalisation" : ouverture SCSSV, observation

. Sinon, égalisation pression sur et sous SCSSV puis idem ouverture SCSSV, . . .

c) Critère de validité

D'après norme API RP 14 B :

. Débit de fuite toléré (puits à l'atmosphère)

- liquide : 400 cc/min (24 1/h)

- gaz : 15 st cuft/min (25,5 m3/h)

Pour les liquides : mesure directe du volume de fuite (si tête de puits à la pression

atmosphérique)

Pour les gaz : évaluation du débit par analyse de la remontée de pression

Autre règle

. Augmentation de la pression en tête en x mm (30 min) inférieure à y % (10 %) du ∆P

appliqué (∆P = 20 à 40 bar) (valeurs à titre indicatif, très variable d'un opérateur à l'autre)

d) Périodicité de test

. À chaque intervention sur la vanne

. Tous les 6 mois (à 1 an pour les puits fermés)

. En OPPS

- avant de commencer l'OPPS

- avant chaque début de phase et chaque opération spéciale

Ou selon un rythme régulier (si opération longue)



4) Interventions

a) sur les SCSSV "wire-line retrievable

Remplacement

. Tous les (1 à) 2 ans

. À chaque opération WL (si retirée)

b) sur, les SCSSV "'tubing retrievable"

Verrouillage, permanent

. En cas de mauvais fonctionnement

. Procédure (voir ci-après)

Verrouillage temporaire. Pour faire du WL en dessous

. Procédures de verrouillage et de déverrouillage (voir ci-après)

Mise en place; d'une WLR - SCSSV en secours (insert valve)

. Après verrouillage permanent

. Utilise la même CL

Procédure de verrouillage temporaire et de déverrouillage. Vanne en position ouverte (CL en pression)

. Descente de l'outil de verrouillage temporaire

. Traction sur l'outil

. Purge de la pression dans la CL

. Remontée de l'outil

Déverrouillage par montée en pression dans la CL

Procédure de verrouillage permanent

. Descente de l'outil de verrouillage permanent

. Montée en surpression dans la partie haute du tubing)(-> Dégagement d'une communication avec la CL)

. Purge de la surpression

. Remontée de l'outil

Verrouillage



2.14) Dégorgement du puits

1) Précautions

- après

. Retrait éventuel des bouchons mécaniques de fond

. Misse en place d'une SCSSV

. Essai de fonctionnement et d'étanchéité de la SCSSV

- ATTENTION, pendant tout le dégorgement :

. Tous les annulaires ouverts et sous surveillance

. Idem pour les tests ports

. Surveiller aussi la pression dans la ligne de commande de la SCSSV

2) Dégorgement

a) Définition

. Mise en production pour éliminer:

- fluide de complétion, acide usé,

- débris solides, filtrat boue

. Il est fini quand le puits produit un fluide "propre" avec un BSW stabilisé

b)Procédure. (Sur grosse duse)

. Si contrôle des sables : ouverture progressive par pallier

. Effluent éliminé sur brûleur

c) Si le puits ne démarre pas

. (Circulation fluide léger)

. (Pistonnage)

. (Kick-off azote par SSD)

. Mise sous azote avec coiled tubing

2.15) Déménagement de l'appareil de forage

Au moins deux niveaux de sécurité ou plus selon le contexte. Arbre de Noël

. Du côté annulaire : packer, olive

. Du côté tubing : SCSSV ou/et plug, . . .



2.16) Rapport de complétion

1) Forme et contenu: en deux parties

Un résumé succinct :

. Réalisation des objectifs

. Principaux incidents et faits marquants

. Résultats

. Recommandations pour les opérations futures

Un rapport détaillé

. Détail des opérations effectuées lors de chaque phase

- chronologie et paramètres principaux (diamètres, cotes, débits, pressions, . . .)

- diagramme des tests du tubing et de l'ancrage du packer

- rapports spécifiques (perforation, traitement du puits, dégorgement) avec tous les

paramètres et diagrammes

. État final du puits

- coupe de puits détaillée avec les caractéristiques * de tous les équipements

spécifiques (ID, OD, masse linéaire, filetage, longueur, profondeur)

- détail de la longueur de la garniture

- conditions lors de l'ajustement final (poids de la garniture [en montée etdescente], slack-off, poids du moufle, . . .)

- fluides en place, top sédiment final

. Signalant toutes les anomalies (en vue des opérations futures)

2) Rédaction

- Rapport établi au fur et a mesure de l'avancement des travaux, cela :

. Facilite la mise en forme définitive

. Élimine beaucoup de sources d'erreurs ou d'omissions

complétion.pdf

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