Éléments essentiels pour l'achèvement des puits

Une fois qu'un puits a été foré jusqu'à la profondeur totale (TD), évalué, tubé et cimenté, les ingénieurs passent à la phase critique de l'achèvement du puits. Ce procédé consiste à installer des équipements conçus pour optimiser la production, que ce soit pour un puits complexe ou basique. La force motrice derrière toute stratégie de complétion est de récupérer autant de pétrole que possible du réservoir à un coût raisonnable.

La décision de terminer un puits pour la production ou de le boucher et de l'abandonner en tant que trou sec dépend en grande partie de l'évaluation de la formation (EF) à l'aide de journaux de trous ouverts-. Une fois que l'analyse du journal FE indique des réservoirs commerciaux potentiels de pétrole ou de gaz, un tubage en acier est introduit dans le puits de forage et du ciment est pompé derrière lui. Par la suite, l'ingénieur de complétion déplace le fluide de forage avec un fluide de complétion - généralement de l'eau douce ou une saumure formulée qui n'est pas-réactive avec la formation.

L'objectif premier de la cimentation est d'empêcher la communication entre les zones de production. Les ingénieurs effectuent un enregistrement de liaison du ciment (CBL) pour s'assurer que la gaine de ciment entre le tubage et la paroi du forage ne présente aucun défaut. S'il existe des espaces, ils effectuent une opération de cimentation par compression en perforant le tubage à des profondeurs appropriées et en injectant du ciment.

Les journaux de liaison au ciment peuvent détecter de mauvais résultats dus à une densité de ciment incorrecte, à une élimination incomplète de la boue, à une gélification ou un durcissement prématuré et à une perte excessive de liquide du coulis de ciment.

Les ingénieurs perforent ensuite le tubage et la gaine de ciment dans les zones identifiées par analyse FE comme favorables à l'écoulement des hydrocarbures. Les perforations sont des trous pratiqués à travers le boîtier, généralement à l'aide de charges creuses tirées à partir d'un pistolet perforateur transporté par un câble, un tube ou un tube enroulé. Ces opérations laissent souvent des débris pouvant gêner l’écoulement des fluides. Pour atténuer ce problème, les ingénieurs peuvent pomper une solution acide faible pour dissoudre les débris.

En fonction du niveau de connaissance de la formation, les opérateurs peuvent effectuer un test de puits. Ceci est souvent effectué à l'aide d'une vanne de tige de forage reliée au bas d'un train de tiges de travail (tube ou tige de forage). La vanne est ouverte depuis la surface et les fluides du puits s'écoulent à travers un séparateur (un récipient de surface qui sépare le pétrole, le gaz, l'eau et le fluide de complétion). En mesurant les taux de production, les opérateurs obtiennent des informations utiles sur les performances futures des puits et les caractéristiques des réservoirs.

Si la formation a une faible perméabilité, les ingénieurs peuvent créer une fracture hydraulique en pompant de l'eau et du sable (ou d'autres matériaux comme du lisier) à haute pression dans la formation. La pression fracture la roche et la boue est pompée dans les nouvelles fractures. Lorsque le pompage s'arrête et que le puits est ouvert, l'eau s'écoule, laissant du sable (agent de soutènement) pour maintenir les fractures ouvertes, offrant ainsi une voie à haute perméabilité au pétrole et au gaz.

Dans les formations mal consolidées, les particules de sable peuvent migrer dans les perforations du puits de forage et des bouchons. Pour éviter cela, les ingénieurs peuvent injecter des produits chimiques pour lier les grains de sable entre eux ou utiliser des techniques de contrôle du sable – notamment divers écrans de sable et systèmes de gravier – qui bloquent le mouvement du sable tout en permettant au fluide de passer librement.

Achèvement d'une-zone unique :Un packer assure l'étanchéité à l'intérieur du boîtier de production, isolant hydrauliquement le train de tiges de l'espace annulaire au-dessus du packer. L'espace annulaire contient un fluide de complétion avec des inhibiteurs de corrosion.

Achèvement multi-zone :Utilise au moins deux conditionneurs pour séparer les zones de production. Les fluides de toutes les zones peuvent être mélangés, ou les zones supérieures peuvent être fermées via des manchons coulissants jusqu'à ce que les opérateurs déterminent que le mélange est optimal.

Le tube de production est le conduit entre la zone de production et la surface. Sa résistance, son matériau, son poids par unité de longueur et son diamètre interne sont déterminés par les taux de production attendus, le type de fluide, la pression, la profondeur, la température et la corrosivité. Les joints (packers) isolent les zones de production dans l'espace annulaire du tubage -.

Pour les puits comportant plusieurs zones de production, les fluides pénètrent dans le puits entre les packers supérieur et inférieur et passent à travers un manchon coulissant (une vanne ouverte ou fermée mécaniquement à l'aide d'un câble ou d'un tube enroulé) dans le tube.

Presque toutes les réalisations comprennent une soupape de sécurité souterraine installée dans le tube à quelques centaines de pieds sous la surface. Il ferme automatiquement le puits si le système de contrôle de surface est compromis et peut être fermé manuellement pour ajouter une barrière entre le puits et l'atmosphère.

Lorsque l'intervention sur un puits est coûteuse ou problématique, des complétions intelligentes (IC) sont utilisées. Les circuits intégrés comprennent des capteurs de pression et de température à distance permanents-en temps réel et des vannes de contrôle de débit télécommandées dans chaque formation.

Lorsque la pression du réservoir est insuffisante pour faire remonter les fluides à la surface, les puits doivent être équipés de pompes ou de systèmes de vérin à gaz :

• Pompes électriques submersibles (ESP) :Utilisez des rotors et des stators pour pomper des liquides vers la surface.
• Pompes à tige (pompes à tige de pompage) :Utilisez un mouvement vertical alternatif pour soulever des liquides.
• Vérin à gaz :Injecte du gaz dans l’espace annulaire du tubage ; le gaz pénètre dans le tube sous la colonne de liquide, réduisant ainsi la densité du fluide et permettant à la flottabilité de soulever les fluides. Le volume d'injection peut être régulé par des vannes réparties le long de la tubulure.

Dans les réservoirs à basse-pression, de l'eau ou du gaz peuvent être injectés à travers un puits pour pousser le pétrole à travers la formation jusqu'à un puits de production. Les puits producteurs peuvent être équipés de dispositifs de contrôle du débit entrant (ICD) pour gérer le volume et l’emplacement de l’afflux de fluide.

Les ingénieurs prennent en compte plusieurs facteurs lors de la conception d'une complétion : type et volume de fluides à produire, températures de fond et de surface, profondeur de la zone de production, taux de production, emplacement du puits et environnement environnant. Les solutions vont de la complétion de trous ouverts-de base (éventuellement sans train de tubage de production) aux puits multilatéraux extrêmement complexes (plusieurs puits de forage horizontaux ou à angle élevé-forés à partir d'un seul puits de forage principal, chacun avec sa propre complétion).

Les éléments essentiels pour une complétion optimale comprennent une analyse fiable par éléments finis, des données provenant de puits décalés et une flexibilité. Grâce à une connaissance fiable de la zone cible et de la manière dont les puits voisins ont foré et produit ces formations, les ingénieurs peuvent souvent planifier les complétions de base avant le forage, tout en reconnaissant que tous les puits ne fonctionneront pas de la même manière.

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