Complétion déf

FORMATION TECHNICIENS DE PRODUCTION T.P.S 2006 Module B COURS N°2

Complétion

Réalisé par cabinet Ali Bouchahoua

TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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SOMMAIRE I - QUAND COMMENCE LA COMPLETION ? 1-11-21-31-4-

Programme de forage - tubage Atteinte de réservoir Complétion des puits Représentation schématique d'un essai de puits

II - COMMENT SE PREPARE UNE COMPLETION ? 2-1- Evolution de la pression de gisement 2-2- Evolution dans le temps des paramètres de production 2-3- Formation non consolidées

III-

COLMATAGE DU RESERVOIR & EVALUATION DE CET ENDOMMAGEMENT 3-1- Colmatage du réservoir 3-2- Evaluation de l'endommagement

IV- ELIMINATION DU COLMATAGE 4-1- Emploi de solvants 4-2- Emploi d'acides V- AUGMENTATION DE LA PRODUCTIVITE NATURELLE 5-1- Fracturation hydraulique du réservoir 5-2- Modification des propriétés de l'huile VI- MISE EN PRODUCTION D'UN PUITS "DÉGORGEMENT" VII- EQUIPEMENTS DE COMPLETION

LA COMPLETION TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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La complétion comprend toutes les opérations entreprises dès la fin du forage du trou pour permettre l'exploitation correcte d’un puits. I-

QUAND COMMENCE LA COMPLETION ?

Il est courant d'affirmer que la complétion débute dès le "premier tour du trépan". Cette boutade se justifie pour de nombreuses raisons, nous en reteindrons trois : I-1- Programme de forage – tubage : La coupe du puits type est la suivante :


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Si le ou les réservoirs à exploiter sont atteints par un trou de diamètre trop faible on se heurtera à des: - difficultés d'ordre technologique (réalisation), - pertes de charge élevées à tous niveaux, - productions limitées (économie). Il est évident qu'il faudra, dans la mesure du possible, optimiser les diamètres (trou tubages) en fonction des objectifs recherchés. I-2- Atteinte du Réservoir : Pour atteindre le réservoir et pour toutes les opérations ultérieures, l'état d'équilibre dans lequel il se trouvait jusque là se trouve profondément perturbé. Une attention soutenue est nécessaire pour toutes les opérations suivantes : a/

Les formations peu consolidées voir fluentes risquent de s'effondrer soit immédiatement,soit ultérieurement au cours de la vie du puits : il faut donc les maintenir en place pour éviter des éboulements pouvant conduire, à la limite, à la perte du puits.

b/

Action de la boue de forage sur le réservoir - Filtration Pendant le forage la boue filtrera tout naturellement dans les milieux poreux. Comme l'indique la figure n° 2, cette filtration se subdivise en trois phases bien distincte :

* Au front de taille : Filtration instantanée par jaillissement. ** Au dessus du front de taille : Formation d’un cake. La filtration est partiellement contrôlée par celui - ci. *** Le cake formé, la filtration est contrôlée. Pendant les phases * et ** le volume de filtrat envahissant la formation dépendra essentiellement des caractéristiques de la boue et de la faculté de ses constituants de boucher les pores du réservoir afin de former rapidement un cake possédant les qualités désirées (mince, imperméable, ...). Dans la dernière phase (***) quand le cake est formé, on constate que le volume du filtrat est proportionnel à t , comme l'illustre le teste API et la figure n° 3. TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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La quantité de filtrat perdue dans la formation pourra être importante. Nous verrons ultérieurement que son action sur le réservoir et les fluides qui le saturent peut être particulièrement néfaste. 1-3- Endommagement de la formation en cours de forage : La figure n° 4 schématise la situation à la paroi du trou une fois le réservoir traversé :

1) Cake tapissant la paroi du puits. 2) Cake "interne" : solides ayant pénétré dans le milieu poreux. 3) Zone envahie par le ou les filtrats. 4) Zone vierge où la perméabilité n'est pas affectée Notons que l'on pourra assez facilement éliminer le cake externe. Par contre la zone endommagée (2 + 3) ne pourra être atteinte qu'ultérieurement. Une coupe perpendiculaire à l'axe du puits indique comment se répartissent ces différentes zones. TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Notons que la boue n'est pas seule responsable de l'endommagement, les puits étant généralement tubés et cimentés, il y aura un colmatage additionnel provoqué par les laitiers de ciment (solide) et les filtrats dont l'importance sont très grande (volume). Afin d'être en mesure de résorber ce colmatage ultérieurement, il est indispensable d'en connaître les causes. Nous en distinguons trois à savoir : a)-

Colmatage mécanique :

Il est provoqué essentiellement par les solides (produits boue, argiles broyés, ciment). Il est peu profond et a priori facilement accessible. b)- Colmatage physico-chimique : Action des filtrats sur la roche, en particulier les argiles dont la structure peut être profondément modifiée (gonflement en particulier) ou sur les fluides saturant la roche (huile-eau) entraînant des dépôts solides et/ou des émulsions ± tenaces. c)- Colmatage organique : Dans certains cas, les filtrats peuvent avoir une action sur les fluides saturant la roche (huile). Des fractions lourdes plus connues sous le nom de sludge peuvent précipiter aux abords du puits et provoquer un colmatage particulièrement tenace. Heureusement il est assez rare. Toutes ces possibilités de colmatage peuvent exister simultanément voire se combiner ce qui se traduit immanquablement par une réduction de perméabilité ± importante aux abords du puits et dans certains cas Ka << Ke.

I-3- Complétion des puits : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Deux possibilités existent : A- Complétion en découvert. B- Complétion en puits tubé cimenté à perforer.


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Les 7 et 8 schématisent les complétions types et soulignent les divers avantages de chacune d'elles. Néanmoins, il n'est pas possible de dissocier les problèmes "fond" et "surface" en raison des impératifs liés au mode d'exploitation comme l'illustre le schéma ci - dessous :

Equipements de complétion

SURFACE ACTIVATION

Pompage

PUITS ERUPTIFS

Pompage

(tiges)

Hydraulique

Pompage

Gaz lift

Centrifuge

Adaptation des équipements de surface ou mode d’exploitation choisi. Les matériels peuvent être encombrants.

I-3-1) Choix du mode de complétion : La complétion choisie sera fixée en fonction : a- Nature du réservoir

* Propriétés mécaniques * Limites fluides * Caractéristiques pétro physiques * Mode de drainage * Connaissance du ou des fluides (viscosité) * Définition d'un programme précis

b- Nature des fluides * Débits souhaités produits ou injectés * Pertes de charges * Sécurités (érosion -corrosion - prévention) * type de production (éruptif ou pompage) * Diamètre des colonnes et tubing *Caractéristiques des colonnes (épaisseurs, grades) * Etat des colonnes * Etat des cimentations (étanchéité) * Sécurité d- Equipements nécessaires (fond et surface) *Simplicité * disponibilité des équipements * Fiabilité, robustesse maintenance des équipements, * Contrôle * Sécurité I-3-2- Déroulement d'une complétion TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Les opérations de complétion nécessitent des équipements spécialisés afin de réaliser en toute sécurité la mise en production d’un puits. Citons sans que cette liste soit exhaustive a- Unité de service : Adaptée et bien équipée, quelquefois l'appareil de forage exécute toute ou partie de la complétion. b- Equipements spéciaux : - Outils divers (contrôle, scrapage, fraisage, etc.) - Diagraphies en trou tubé - Packers récupérables (injections forcées ou squeezes. - Outils spéciaux pour manutention des tubulaires et divers. - Matériel de pistonnage ou tout autre moyen (N2 - CO2) permettant le dégorgement du puits. c- Mesure et contrôle des débits : - Séparateur 3 phases - Comptage (gaz - huile - eau) - Mesure des pressions (surface - fond) - Mesure des températures (surface - fond - précision souhaitée) - Echantillonnage des fluides (PVT, corrosion, valorisation) I-3-3- Chronologie de la complétion : Après tubage de la colonne de production et cela pour les complétions en trou tubé cimenté qui représentent 80% de toutes les complétions : a- Contrôle du trou : Remplacement de la boue par un fluide de complétion adapté, scrapage de la colonne. b- repérage du réservoir : Diagraphies en trou tubé, contrôle de cimentation. c- Restauration de la cimentation : Si nécessaire avec contrôle in fin (test, etc.) d- Liaison couche – trou : - Perforation par charge creuses (dans la colonne à travers tubing) - Autres moyens de liaison. e- Tests éventuels : Pour reconnaissance de fluide, pression, etc. f- Equipement du puits : définitif) g- Mise en production : Pistonnage éventuel - Evaluation de la productivité - Essais de puits initiaux du colmatage - Eventuellement contrôle de la répartition du fond pour les réservoirs ± épais (débitmètrie, thermo, gradio) - Echantillonnage des fluides si besoin. Stimulation si nécessaire. 4- Représentation schématique d'un essai de puits : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Mesures effectuées : En surface - Pressions (amont, aval duse) - Température (séparateur) - Comptage des fluides

PS = P. statique PD = P. débit. RP = Remonté de pression 0 = Température Au fond - Gradient pression et température dans le puits - Mesure en continu de P éventuellement à une côte précise pendant PS= PD - RP. II- Comment se prépare une complétion? TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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L'exploitation d'un gisement tient compte des propriétés du réservoir et en particulier du type de drainage défini. Une approche correcte du problème doit anticiper l'évolution de certains paramètres essentiels par exemple : - Pression de gisement, - Evolution des limites fluides et des fluides, - Caractéristiques mécaniques du réservoir. II-1- Evolution de la pression de gisement : le système roches fluides est élastique. C’est ce caractère dont on tire parti en le laissant se décomprimer au moins dans la phase initiale. C'est la "déplétion" naturelle. Selon l'importance relative des mécanismes de drainage existant, la pression aux puits baissera ± au cours de la vie du gisement. La fig. 11 illustre cette évolution dans un cas particulier type. Si la pression doit baisser rapidement, il faudra prévoir très tôt l'activation de la production (pompage, etc.) et, éventuellement un maintien artificiel de la pression par injection de fluide ± élaboré, gaz, eau, " eau améliorée". A noter que l'injection d'un fluide extérieur peut être imposée pour améliorer le balayage et par conséquent la récupération. Le choix des matériels sera fait en fonction de cette évolution dans le but de ne pas avoir à reprendre les puits trop rapidement après complétion initiale.

II-2- Evolution dans le temps des paramètres de production : Suivant la nature du réservoir (roche et fluide) et l'état du puits, la complétion de l'effluent pourra évoluer ± rapidement par : - Une augmentation ± rapide du pourcentage d'eau (WOR) - Une augmentation ± rapide du pourcentage de gaz (GOR) Une évolution trop rapide peut conduire à une réduction du débit (imposée ou volontaire par perte de pression par exemple) et / ou au reconditionnement du puits. A noter que cette "chasse à l'eau et au gaz" sera un match constant qui n'est pas systématiquement gagné par l'exploitant. TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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1- Problèmes liés à l'eau : a) Notion de contact Huile /Eau : Le contact Huile /Eau n'est pas systématiquement un niveau parfaitement plan à l'échelle du gisement. Il existe une zone de transition où la saturation en eau augmentera rapidement jusqu'à 100%. Elle est plus ou moins importante suivant les réservoirs. Des perforations de production placées dans la zone de transition pourront provoquer un décrochement rapide du WOR. Il est normal d'admettre une garde à l'eau suffisante pour éviter au maximum, chaque fois que cela est possible, une venue d'eau prématuré. Notons ainsi que ce plan d'eau peut évoluer (côtes) dans le temps : ennoyage.

b- Principaux problèmes rencontrés de la vie du puits : Nous avons illustré les principaux problèmes auxquels le compléteur se trouvera confronté tôt ou tard : - Formation d'un cône d'eau : Ce cône d'eau est crée par un soutirage excessif : Il faut ajuster le débit pour éviter un WOR élevé ou accepter de produire de grandes quantités d'eau (économie, etc.)


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- Formation d'une langue d'eau : La perméabilité de (2) est en 1 et 3 : l'eau monte par des drains perméables : Cas des réservoirs hétérogènes. Ce problème est particulièrement ardu dans le cas de réservoir fracturés. Libération de gaz après passage sous le point de bulle. Formation possible de gaz - cap secondaire.


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- Expansion du gaz cap : Suite à la déplétion, il y a expansion du gaz cap. Le puits P1 est envahi par le gaz. Le contact G/H se rapproche du puits P2 (X). - Défaut d'isolement dû à l'état du puits : Eternel problème de l’étanchéité des colonnes : du gaz des niveaux A et ou B peut provenir : - D'une fuite dans la colonne (X) - D'un défaut d'étanchéité (Y)

- Arrivée (s) d'eau par défaut étanchéité de la colonne de production : (1) (2)

Fuite dans la colonne de production. Défaut d'étanchéité le long de la colonne de production. La cimentation est défectueuse.

Pour éviter ces problèmes il faut localiser la fuite et ensuite l’obturer. TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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2- Problèmes liés aux venues de gaz: Schématiquement ils sont du même ordre. Le gaz peut provenir : -

NOTA :

Soit directement du gaz cap, si les perforations de production sont trop proches du contact G/H. Soit par formation d'un cône de gaz.

Cette lutte contre les venues d'eau et de gaz de toutes origines reste l'un des objectifs principaux du compléteur. Pour les puits en découvert, il faudra tuber directement. Pour les puits déjà tubés, il faudra restaurer les cimentations quand cela s'avérera nécessaire. Les perforations de production devront être placées judicieusement de manière à tenir compte de l'évolution prévisible des interfaces G/H et ou H/E sans pour autant limiter la productivité. Enfin le décolmatage des abords du puits, s'il est nécessaire, il ne devra pas se faire au détriment de la gaine de ciment qui isole différents réservoirs.


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II-3- Formation inconsolidées: L'exploitation des formations inconsolidées (sable) pose à l'opérateur un certain nombre de problèmes ardus : - au niveau des puits : par bouchage, érosion, éboulement entraînant une limitation du débit et à la limite (non rare), la perte du niveau. - Dans les installations de surface : Bouchage, des collectes, séparateurs, stockage, érosion rupture, pertes de production. Sécurité des installations. Il est très souvent nécessaire de prévoir des dispositifs permettant de lutter contre les venues de sable en cours de production de manière à maintenir la teneur en sable dans l'effluent. En deçà d'une valeur intolérable variable d'un champ à l'autre (on n'arrête pas totalement les venues de sable). II-4 : Prévention des venues de sable : On peut classer ces procédés en 3 grandes familles : a) b) c)

Procédés mécaniques, Procédés chimiques, Divers (cokéfaction - contrôle des argiles - métallisations - pour mémoire. Seuls a et b sont parfaitement opérationnels.

1- Procédés mécaniques : a : Crépines utilisées seules : (cas bénins) Elles sont utilisables en trou tubé ou non tubé. Les fentes des crépines sont définies en fonction de la granulométrie du sable. Un massif filtrant auto gravillonné se forme entre la crépine et la formation (tubée ou non).Il contrôle les venues de sable.

b: crépines gravillonnées :

Deux cas peuvent se présenter :


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- Gravillonnage trou tubé (Fig. 21) : L'annulaire crépine X colonne de production est rempli de gravier calibré qui protège la crépine et contrôle les venues de sable provenant de la formation. Il existe une relation stricte entre la taille des fentes de la crépine, les diamètres du gravier et du sable. - Gravillonnage en trou tubé ou découvert (Fig. 21 a) : Le problème est identique. La colonne de production est tubée au toit de la couche. Celle-ci est traversée puis élargie. Les crépines sont placées dans le découvert dont l'annulaire est ensuite gravillonné tout comme dans le cas précédent. Il ne doit pas y avoir de contact G/H et/ ou H/E dans la section complétée. 2- Procédés chimiques : On injecte dans la formation préalablement débarrassée de son colmatage, de l'huile et de l'eau de saturation, des résines thermodurcissables qui soudent en eux les grains de sable. Ce procédé qui a connu une grande vague est actuellement en déclin. Parallèlement on peut utiliser du gravier enrobé de résine qui est ensuite squeezé dans la formation où il durcit pour constituer un filtre solide. III-

COLMATAGE DU RESERVOIR & EVALUATION DE CET ENDOMMAGEMENT

1- Colmatage du réservoir: Nous avons vu au chapitre I que la boue de forage constituait l'un des causes principales du colmatage. Objectivement elle n'est pas seule cause. Pendant la traversée de la couche, on améliorera les caractéristiques de la boue en réduisant les filtrats à des valeurs très basses, mais pendant la cimentation de la colonne de production le laitier de ciment aura en générale un filtrat propre 50 à 100 fois supérieur à celui de la boue !! D'autre part, pendant la complétion, les fluides utilisés (boue, saumures, résidus d'acidification) risquent encore de contribuer à accroître l'endommagement existant.


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Reprenons la figure n° 5 : il existe autour du puits une zone endommagée de rayon (en fait une couronne) "ra" et de perméabilité Ka (Ka << Ki). Examinons comment évolue la pression, en écoulement, dans la zone critique des abords du puits.

On voit que l'endommagement provoque une perte de charge supplémentaire. A la limite, il peut empêcher tout écoulement. La figure n° 23 illustre l'influence des variations de perméabilité aux abords du puits. En abscisse on porte les variations de perméabilité Ke de la zone non endommagée ; en ordonnée le débit effectif exprimé en % du débit théorique que l'on est en droit d'attendre d'une zone non colmatée. Cinq courbes correspondant à différentes valeurs de ra (de 0,076 à 7,6 mètres) permettent d'estimer le débit effectif.


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Supposons un endommagement de 94% (Ka 6 %) pour ra égal à 0,60m, le débit effectif correspondant est égal à 20 % du débit théorique. Si on se trouve en mesure d'éliminer ce colmatage peu profond, on multipliera le débit initial par 5 ! Supposons maintenant que la perméabilité initiale Ka soit améliorée aux abords du puits (Ka > ke) grâce à une stimulation. Si on triple la perméabilité sur un rayon de 0,60m, on constate que l'amélioration du débit n'excède pas quelques %. Cette figure mérite réflexion, car elle a l'avantage de mettre en évidence les limites de la stimulation : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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-

Le traitement des abords du puits n'est intéressant que pour les réservoirs colmatés, la sur acidification n'apporte pas de bénéfice appréciable.

-

Les réservoirs peu perméables dont le débit est soit marginal soit peu ou pas économique peuvent être stimulés à condition que l'on puisse traiter des zones vierges bien au - delà des abords du puits et que le drain que l'on y créé soit très perméable (Ka >> Ke).

2- Evaluation de l'endommagement : Nous avons vu aux chapitres précédents comment étaient réalisés les essais du puits après complétion. On dispose : -

Des débits mesurés (gaz - huile - eau) Des pressions fond et surface en débit Des températures fond et surface en débit De la remontée de pression après fermeture du puits (Fig. 10)

L'interprétation de ces mesures permet de calculer la valeur de l'endommagement ou rendement de la complétion et si besoin de décider de l'orientation des opérations ultérieures (décision quant à une stimulation). On peut exprimer cet endommagement sous forme de rendement : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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R1 : Rendement de la complétion = IP mesuré / IP théorique (peu utilisé) R2 : Rendement de la complétion = P théorique / P mesurée (figure n° 24) L og Re / rw R3 : Rendement de la complétion = 2 m

(puits à huile) P mesurée

Calcule du skin effet ou effet pariétal. Log Re / rw Il est égal à S = 2.3 (

- log Re / rw ) R3

Les valeurs obtenues ne sont pas toujours précises et pourront être influencées par les conditions d'écoulement (post-production, etc.). La figure n° 25 illustre l'importance de S en fonction des paramètres Ka, Ke, Re, rw. S étant une valeur sans dimension, positive (colmatage) ou négative (amélioration), il n'est pas inutile d'en préciser la signification.

IV - ELIMINATION DU COLMATAGE Il est rare que le rayon de la zone endommagée ra soit supérieure au mètre et défaut. D'autre information on pourra adopter cette valeur avec des risques d'erreurs minimes. Pour restituer au puits une productivité normale, il est essentiel d'éliminer aussitotalement que possible tous les éléments étrangers ayant provoqué l'endommagement. Rappelons qu'ils constitués de : solides (argiles, ciment, baryte, etc.) -

filtrats ± combinés au brut (émulsions - sludge) et aux entendu nécessaire (études de laboratoire).

La mise en évidence des causes réelles du colmatage est bien entendue nécessaire (études de laboratoire). Pour réussir cette opération, il faut sélectionner des agents susceptibles de les éliminer. Un certain nombre de possibilités nous sont offertes, par exemple : Les lavages (mise en solution, agitation "mécanique"), Les acides ou des formulations acides (émulsions diverses). 5-1- Emploi de solvants : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Ils sont utilisés de plus en plus souvent principalement comme étape préliminaire à une acidification. Ils ont pour fonction de déplacer les filtrats, certaines particules solides, de modifier la mouillabilité de la roche, de diluer ou d'amincir les émulsions ou les bruts très visqueux. 5-2- Emploi d'acides : 1: Tous les acides permettant d'obtenir des sels très solubles dans l'eau par réaction avec les minéraux constituant la matrice et les éléments du colmatage sont théoriquement utilisables. 2: Ces acides doivent être soigneusement inhibés afin d'éviter la destruction rapide des équipements de fond. A signaler que la durée de l'inhibition est inversement proportionnelle à la température. A titre d'exemple à 150°C, le temps d'inhibition n'excède pas deux heures alors qu'il est supérieur à 7 jours à 50°C. Les acides les plus courants sont : a- L'acide chlorhydrique HCL pour calcaires et dolomies (concentration 2 à 28 % en poids) b- L'acide fluorhydrique FH pour traiter les formations graineuses préalablement débarrassées des carbonates. c- Des acides organiques (acétique - formique) de moins en moins répandus. A noter que ces acides sont rarement utilisés seuls de nombreux additifs chimiques sont également employés. 3: Pour qu'ils puissent jouer un rôle bénéfique, ces acides doivent saturer aussi complètement que possible le milieu poreux dont la perméabilité a été ± profondément affectée par le colmatage. Généralement les pores les plus ténus ne sont pas touchés par les fluides injectés qui auront une tendance naturelle à s'écouler suivant des drains plus perméables (ou moins colmatés). Il faut éviter de "casser" la roche pendant l'injection (fracturation) faute de quoi, l’écoulement ne serait plus radial circulaire mais linéaire : Il y aurait alors courtcircuit des fluides pompés vers les zones vierges et ce, sans profit aucun pour la zone colmatée dont on souhaite améliorer la perméabilité. Les figures 26 et 26 bis schématisent les écoulements "de matrice" (saturation) et à régime de fracturation (linéaire).


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V- AUGMENTATION DE LA PRODUCTIVITE NATURELLE Elle n'est souhaitable que la mesure où la productivité naturelle est faible et cela avec un colmatage nul. On peut y parvenir en agissant soit : - Au niveau de la matrice - Sur les propriétés de certains bruts visqueux. 5-1- Fracturation hydraulique du réservoir : Nous avons déjà vu qu'il n'était pas réaliste d'augmenter la perméabilité du réservoir sur une grande distance pour augmenter le débit de façon significative (figure 22). Aussi est-il nécessaire de fracturer le réservoir (schéma de la fig. n° 25b). Ces opérations sont très populaires. Pour être efficaces, il faut que la fracture développée soit aussi longue que possible, plusieurs dizaines de mètres au minimum. Pour y parvenir on injecte des fluides plus ou moins sophistiqués (viscosité élevée, filtration contrôlée) à des débits élevés ( 2000 1/ minute). Pour maintenir la fracture ouverte (celle -ci est unique), on la bourre d'agent de soutènement (sable calibré, billes de verre) possédant une perméabilité élevée ou on la lave à l'acide dans le cas de formations carbonatées. En tout état de cause, il faut que le Kh"fracture" soit nettement supérieur au Kh "formation" pour obtenir un résultat satisfaisant. Un contraste supérieur à 10 est toujours souhaitable. L'amélioration escomptée dépend de la longueur de la fracture et d'une manière plus générale de la géométrie du soutènement, on peut l'exprimer simplement par la formule : TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Re log-------IPF rw --------- = ---------------------IPO Re log --------Ra* Avec IPF IPO Re Rw Ra*

: index de productivité après fracturation : index de productivité avant fracturation : rayon de drainage : rayon de puits : rayon fictif du puits fracturé égal à L/4

Pour donner des ordres de grandeur, l'amélioration est en générale comprise entre 2 et 5 pour des puits ayant un endommagement nul (S = 0). 5-2- Modification des propriétés de l'huile : Cas des huiles visqueuses : Si l'on est en mesure de réchauffer les abords du puits de manière à réduire la viscosité de l'huile, il est possible d'augmenter considérablement l'IP du puits. Celui-ci étant de la forme: KH IP = ----------. µ Ces opérations réalisées sur puits peu profonds et pour des viscosités élevées (µ 1000 CSK) peuvent, quand les conditions sont favorables, donner d'excellents résultats. Pratiquement, on opère par cycle : -

Injection de vapeur (1500 tonnes en environ 15 jours) Attente (3 - 5 jours) Remise en production, l'effet se fait sentir environ 6 mois.

Le cycle peut être repris, il n'y en a guère plus de 4 par puits. Ce mode de stimulation nécessite des installations importantes (traitement d'eau, générateurs de vapeur, etc.) et pose des problèmes quelquefois délicats à résoudre (WOR élevé, gonflement des argiles, émulsions tenaces, corrosion). CONCLUSION : Cet exposé constitue une initiation aux problèmes posés par la complétion; volontairement nous n'avons pas abordé ici les problèmes d'équipement. C'est un épisode de la vie du puits, en quelque sorte son acte de naissance qui arrive un peu tard après les grandes actions. La complétion est bien souvent négligée et surtout ne permet guère de briller car la réalité est quelquefois amère et incite à la modestie. C'est donc une besogne pleine d'embûche qui malgré tout demeure essentielle car la productivité du puits en dépend. MISE EN PRODUCTION D'UN PUITS DEGORGEMENT Sur n'importe quel gisement, le producteur a à faire à deux types de puits : éruptifs et non éruptifs, selon que la pression hydrostatique de la colonne d'effluent est suffisante ou TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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non. A noter que cette insuffisance de pression de gisement peut exister à l'origine de l'exploitation au lieu d'arriver par suite de la décompression de celui – ci : Hxd Condition pour puits éruptif : Pg > ----------10 Pg = Pression de gisement en (Kg / CM²) H = Profondeur en (mètre) d = Densité moyenne de l'effluent En fait, pour que le puits soit rentable, il faut que la pression de gisement soit supérieure à la pression hydrostatique pour compenser les pertes de charge dans le tubing et dans le réseau. Pour faire une mise en production après perforation, on allégera la colonne hydrostatique en remplaçant la colonne de boue de forage par une colonne d'eau ou d'huile et si Ph est encore > à Pg on pistonnera, c'est à dire que l'on évacuera une partie de la colonne hydrostatique jusqu'à ce que Pg soit > Ph , c'est à dire que le débit vienne en surface : On emploiera du matériel qui comprendra une cheminée spéciale avec presse-étoupe afin qu'un minimum de liquide ne retombe sur le plancher de la sonde lors du pistonnage (un piston avec bille sur lequel on placera plusieurs garnitures en caoutchouc . Cette mise en production n'est valable que dans le cas de puits éruptifs, risquaient de l'être pendant de nombreuses années d'exploitation. Dans le cas des puits non éruptifs, on peut envisager deux types d'exploitation quiconsisteront dans le premier cas : a/ b/

à diminuer ou alléger la densité du mélange se trouvant dans le tubing grâce à l'injection de gaz. à extraire mécaniquement l'huile.

Ces 2 systèmes feront l'objet d'exposés détailles. Le dégorgement du puits a pour but de nettoyer la formation des restes de boue et de filtrat qui peuvent encore s'y trouver, après la mise en éruption. Selon les puits, le dégorgement peut durer quelques heures à plusieurs jours. Le dégorgement terminé, on ferme le puits pour laisser la pression se stabiliser dans le gisement, ou moins dans la zone drainée par le puits. Cette notion de stabilisation est relative, car dans un gisement en production, la pression évolue constamment et n'est jamais rigoureusement stable. On se contentera d'attendre que les variations de pression soient devenues suffisamment faibles pour que les erreurs d'interprétation ultérieure, que cette approximation entraînera, soient acceptables : on dira par exemple que le puits est stabilisé, quand la pression en tête mesurée avec une jauge à poids morts ne montre pas de variation sur une période de trois heures (que le puits soit fermé ou en débit). On peut définir d’autres critères de stabilisation après dégorgement. C’est en fait une remontée en pression que l'on enregistrera.

VI- EQUIPPEMENTS DE COMPLETIONS En fonction de la complétion adoptée, le puits sera équipé avec le matériel nécessaire pour lui permettre de produire dans les meilleures conditions. TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Cet équipement devra également servir aux manoeuvres d’outils de wire line : permettre la circulation de fluides entre tubing et annulaire si nécessaire. Il est prévu également la mise en place de mandrins spéciaux pour équiper le puits de vannes de gas—lift et de vannes de sécurité. VI-1- PACKER DE PRODUCTION (fig. 2.3.4) Le but du packer est d’isoler de l’espace annulaire l’enceinte constituée par la partie du puits en contact direct avec les fluides de la formation, l’intérieur du tubing et la partie sous le packer. Cet isolement est réalisé par des garnitures élastiques mises en oeuvre par des moyens mécaniques commandés depuis la surface, On peut distinguer deux catégories de packers de production. - Les packers amovibles (retrievable = récupérable), mis en place avec le tubing. - Les packers reforables, qui peuvent être mis en place par le tubing, mais qui, le plus souvent, sont places au moyen d’un câble électrique, et que l’on peut éliminer par la suite par reforage. Les GRAVEL PACK utilisés dans les zones de sables non consolidés. Différentes variantes du GRAVEL PACK existent. Celles représentées par la fig. 5 sont réalisées avec le service SEAL UNIT OTIS et un « PERMA TRIEVE » Packer. Deux systèmes sont représentés Schéma 1 : un GRAVEL PACK SAND, c’est a dire du sable calibre. Schéma 2 SLURRY PACK sable mélange avec de l’huile forte viscosité.


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Installer au niveau de la zone perforée pour protéger et prolonger la vie du tubing, utilisé aussi tout le long de la colonne. Il est recommandé de placer des “BLAST-JOINTS” avant un “seating NIPPLE” et au-dessus d’un manchon poli (Polished Nipple). Il est possible de réparer Un “BLASTJOINT” use en mettant en place un “STRADDLE PACK UFF” ce qui évite la remontée du tubing.


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VI-1-1- PACKER AMOVIBLE (fig. 6) De très nombreux constructeurs of furent des produits de bonne qualité. A titre d’exemple, nous citerons le packer KV de GUIBERSON et LANE-BOWELL. Un mandrin intérieur peut coulisser dans le corps du packer proprement dit. Sur l’extérieur du corps, une chemise coulissante porte des ressorts de friction (R) et des slips d’ancrage. Le Packer est accroché au tubing par la partie supérieure du mandrin, et descendu dans le puits dans la position indiquée par la figure. L’ergot de verrouillage E maintient les slips dans leur position basse, c’est a dire rétractés pour permettre la descente. Pendant la descente, il est recommandé de tourner un tour a droite tous les 1 000 pieds environ, car il se peut que les ressorts de friction tendent à déverrouiller l’ergot. (Le casing n’est pas rigoureusement droit, il peut subsister sur les frotteurs une force de torsion dans le sens défavorable). Lorsque l'on est arrivé a la côte d’ancrage, la dépasser un peu et tourner au moins cinq tours gauche en remontant très doucement. L’ergot est alors plaque contre la partie supérieure de la rainure guide de la chemise. Les ressorts de friction, en frottant sur le casing, tendent retarder la rotation de la chemise par rapport a celle du corps qui porte l’ergot. Ce dernier sort donc de son logement. On recommande de faire cinq tours pour être plus que d’avoir réalisé le déverrouillage. Divers frottements dans le puits font en effet que la rotation en bas n’est pas la même que celle que l’on imprime en haut. Ensuite, on baisse le tubing. L’ergot étant sorti de son logement, les ressorts de friction et les slips restent en place pendant que le corps du packer descend. Les slips sont alors écartés par une portée conique sur le corps et viennent Se plaquer contre le casing; le corps du packer est alors immobilisé. En continuant à abaisser le tubing, le mandrin intérieur commence maintenant à descendre dans le corps, ce qui mène les garnitures G sur leurs sièges. Ceci a pour effet d’obturer le passage intérieur (by-pass) entre le dessous du pacquer et l’espace annulaire. Le tubing commence alors à s’appuyer sur le packer. Si on continue à descendre, une partie d plus en plus grande du poids du tubing est appuyée sur le haut du packer, ce qui comprime les garnitures dont le diamètre augmente et elles viennent fermer l’espace annulaire. Le jeu entre les garnitures d’un packer et le casing pour lequel il convient est faible. Aussi, lorsque l’on descend, la boue passerait—elle difficilement de dessous le packer vers le dessus, si on ne disposait que de ce jeu. Le mandrin est donc construit de façon telle à l’intérieur que la boue l’espace annulaire peut facilement by - passer le packer de façon à éviter l’effet de piston qui provoquerait des surpressions nuisibles aux formations productrices. Pour désancrer ce packer, il suffit de tirer vers le haut puis de le reverrouiller par rotation a droite. Il faut reverrouiller car pendant les manoeuvres, on est amené à faire une multitude de mouvements vers le has, qui pourraient le réancrer. (fig.6bis).


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VI-1-2 - PACKER PERMPNENT REFORABLE (fig. 7) Nous décrivons le modèle le plus répandu et largement utilisé dans les sociétés Françaises : le Packer BAKER modèle (D. Ce Packer peut être mis en place avec le tubing. Mais il est moins onéreux de le placer au câble électrique. De chaque côté de la garniture d’étanchéité, se trouve un jeu de slips : le jeu supérieur tend à empêcher le mouvement vers le bas. La pose au câble électrique exige l’emploi de deux accessoires : -

Le “Wire Line adapter Kit”, qui se fixe dans le packer Le “Wire Line pressure setting assembly”, organe moteur de”l ‘adapter Kit”.

Arrivé à la côte de pose, on met a feu une charge de poudre dans la chambre de pression (CP). La pression développée dans la chambre provoque un mouvement relatif du piston P (vers le bas) et du cylindre extérieur CE qui tend à tirer vers le haut. Cette traction vers le haut est transmise par l’intermédiaire du mandrin de pose (MP) à la partie inférieure du packer, dont les slips sont soulevés. Mais, en même temps, par un étrier E et tine chemise C, la force repousse le piston P vers le bas est transmis à la partie supérieure du packer CS. Ceci a pour effet de repousser les slips supérieurs sur leur portée, en un mouvement antagoniste de celui des slips inférieurs. Pendant ce temps, les garnitures ont été comprimées. Lorsque la force de compression sur les slips et les garnitures atteint une valeur prédéterminée, l’écrou de relâchement ER (en tension) se casse, ce qui a pour effet de libérer la chemise d’ancrage CA de son logement, et permet de remonter l’ensemble. Cette chemise est maintenue en place à la descente par un écrou de positionnement EP sur le mandrin de traction MT. En retirant l’adapter Kit la soupape de packer (soupape a ressort) se referme, ce qui procure tine bonne sécurité contre les éruptions possibles. L’intérieur du packer est une chemise contre laquelle viennent se placer les garnitures d’étanchéité de l’extension de tubing qui viendra traverser le packer. Ces extensions, au bout desquelles sont places en outre des crépines en général, peuvent être : -

sans filletage (locator tubing assembly) avec filetage à gauche permettant la fixation dans le corps du packer (anchor tubing seal assembly).

Lorsque pour une raison quelconque, on veut retirer le tubing par la suite, en cours d’exploitation, le packer reste en place, la soupape a ressort obture le puits éventuellement. Lors de la composition du train de tubing, il faut tenir compte de ce que ce dernier est fixe au niveau de la tête de puits. Les variations de température entraînent des variations de longueur qui, si le tubing est fixé également au packer (par vissage ou par simple appui), provoquent des contraintes de tension ou de compression. Ces contraintes doivent être estimées dans chaque cas particulier pour éviter les accidents (flambage ou tension exagérés, retrait du tubing seal de son logement, s’il est court, etc. ...). TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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VI-2- LES VANNES VI-2-1- LBS VANNES DE CIRCULATION (fig. 8) Leur but est de : - Tuer le puits en production - Changer le fluide de l’annulaire - Nettoyage au—dessus du packer VI-2-2- LES VANNES DE SECURITE DE FOND (fig.1O.11.12.13.14) Appelés SSSV (Sub-Surface Safety Valve) par la littérature Anglo-Saxonne. Elles sont placées dans le tubing à une centaine de mètres de profondeur pour celles commandées depuis la surface au dessus du Packer pour les vannes commandées par différence de pression (une rupture de la tête de puits entraînant une décompression brutale au dessus de la vanne, celle-ci ferme par différence de pression). Ces vannes s’appellent des “STORM— CHOCKE”. - Fonctionnement d’une SSSV type BALL-VALVE Elle est normalement fermée, c’est à dire qu’à la décompression du “LINER” la vanne ferme. a) Ouverture : La pression dans le “LINER” est supérieure à celle du puits, le piston se déplace, les orifices d’égalisation se dégagent et la pression s’équilibre de part et d’autre du piston. L’égalisation empêche la détérioration des surfaces d’étanchéité pendant l’ouverture de la vanne (schéma 1). Pendant l’égalisation, la “BALL-VALVE” est en rotation. Au fur et à mesure de l’augmentation de pression la “BALL-VALVE” continue de tourner jusqu’à l’ouverture complète (schéma 2). b) Fermeture : La chute de pression du “LINER” permet au ressort de se détendre et d’entraîner le piston, le système mécanique fait tourner la “BALL-VALVE” qui ferme. La pression du puits aide également à la fermeture de la vanne (Schéma 3). VI-2-3- TYPE DK. OTIS - BALL-VALVE (fig. 10) AVANTAGES DE LA DK. VALVE -

Opérations de contrôle effectuées depuis la surface. La vanne peut fermer même Si la pression dans le tubing est faible un ressort largement dimensionné assurera la fermeture. La vanne et les sièges sont toujours propres après chaque fermeture. Après la fermeture la zone d’étanchéité du piston n’est pas exposée a la pression du puits (un siège secondaire contient la pression). Si le mouvement se fait par a coups (SLAMS SHUT) elle ne s’endommage pas, car la “BALL” et le piston bougent en même temps. La “BALL” a été prévue pour fonctionner avec la seule pression différentielle. Les surfaces d’étanchéité et les sièges sont isolés de l’action corrosive et abrasive des fluides lorsque la vanne est ouverte. La vanne est à passage intégrale.


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Des modules de ressorts peuvent être ajoutés.

VI-2-4- “FLAPPER_VALVE”: VANNE DE SECURITE (fig. 12) Ce système présente les avantages suivants : -

Economique Les surfaces d’étanchéité et de portée sont isolées du débit lorsque la vanne est ouverte. La vanne standard est équipée de joints d’étanchéité en Téflon (situé à l’arrière du premier et second siège). Ils peuvent se remplacer facilement. Le “FLAPPER” peut être ouvert soit avec la pression hydraulique, ou à l’aide d’un “prong”. Des modules de ressort peuvent être rajoutés pour les faibles profondeurs. Fonctionnement très simple. La fermeture de la vanne n’est pas affectée par des variations faibles de la pression de contrôle.

FONCTIONNEMENT : Cette vanne est normalement fermée. L’ouverture se fait par la pression hydraulique du “LINER”. Le système de fonctionnement est identique à celui des “BALL-VALVE” : -

Pression “LINER” supérieure à la pression du puits. Déplacement du piston. Egalisation (Fig. 2). Augmentation pression hydraulique “LINER”. Dégagement FLAPPER - vanne ouverte (fig. 1).

Par chute de la pression hydraulique : -

Détente du ressort. Entraînement piston. Le “FLAPPER” ferme lorsque le piston est passé au dessus (fig. 3). La vanne Se ferme également par la différence de pression entre la zone inférieure et supérieure.


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Fig.10


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Fig.10


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TYPE DK. OTIS— SUB-SURFACE SAFETY-VALVE


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VI-2-5- STORM CHOCKE OTIS TYPE J (fig. 14) La “STORM CHOCKE” fonctionne par contrôle direct de la pression La vanne ferme lorsqu’il existe à son niveau une pression différentielle importante due à un incident grave en surface (rupture de conduite, tête de puits cassée etc. ...) La vanne est prévue pour un gros débit. Son dessin a été fait pour que les turbulences soient diminuées et qu’après la fermeture le sable ne se dépose pas au dessus. Les ressorts sont tarés en fonction de la pression de commande désirée. Pour réouvrir la vanne il est nécessaire de rééquilibrer la pression au dessus soit en pompant un fluide, ou à l’aide d’un “prong” d’égalisation.


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SCHEMA 1 - “SAFETY VALVE” avec contrôle depuis la surface par une ligne hydraulique.

SCHEMA 2 - “SAFETY VALVE” et tubing peuvent être remontés sauf la partie située en dessous du ‘RATCH LATCH” assembly L’opérateur en manoeuvrant “L’ancrage a cliquet”.

FIG. 15 (RATCH-LATCH) bloque la partie en dessous. Un “Plug” isole la partie supérieure de la partie inférieure. La colonne supérieure peut être remontée.


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VI-3- TUBINGS Les hydrocarbures remontent en surface le long d’une conduite non cimentée (afin de pouvoir la retirer aisément au cours de la vie du puits pour de multiples raisons : éléments détériorés, changement de complétion, perte de matériel, etc. ...) composés d’éléments vissés les uns aux autres que l’on appelle tubings, l’ensemble formant le tubing de production. En surface, ce tubing de production est visse dans une pièce appelée le “tubing hanger” placée dans le tubing head. Au fond du puits il passe à travers le packer de production, ou selon le type ce dernier est incorporé au tubing par vissage. On peut donc appeler le tubing de production la conduite verticale d’acheminement des hydrocarbures vers la surface. VI-3-1 — Extrémités Il existe deux types de tubings : - les tubings manchonnés ; - les tubings à joints incorporés (fig.17.18.19.20) Les tubings manchonnés sont les tubings A.P.I. sans refoulement (N.U.) ou à refoulement (E.U.) les tubings non manchonnés : extrême line, spang scal, hydril (meilleure étanchéité). VI-3-2 -Caractéristiques et performances nominales des tubings A.P.I. : - Sans refoulement ; - A refoulement extérieur. VI-3-3 - Différents types de tubings : -

A.P.I - non upset (N.h.) A.P.I - External upset (E.U.) Hydril Extrême line Spang seal

Ils sont obtenus par le procédé d’étirage sans soudure, et les extrémités sont refoulées si besoin. VI-3-4 - Diamètre nominal : Représente le diamètre extérieur pris sur le milieu du tubing. Les dimensions les plus utilisées sont les suivantes: En pouces : 2 3/8 — 2 7/8 — 3 1/2 - 4 — 4 ½ En mm :

62 — 73 — 89 — 101 — 114.

Dans chaque dimension et chaque type de tubing il existe plusieurs épaisseurs qui permettent de faire face aux différents problèmes de résistance qui peuvent se poser. Diamètre du calibre (drift) c’est le diamètre maximal des outils qui peuvent être descendus à l’intérieur d’un tubing. Le diamètre intérieur permet de déterminer le TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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volume au mètre du tubing, mais on ne doit tenir compte que du diamètre du calibre pour descendre les outils. VI-3-5 - Poids nominal : A chaque diamètre et épaisseur de tube correspond un poids nominal. Ce poids est exprimé en livre par pied. L’A.P.I. indique le poids de tubings compte tenu des extrémités filetées pour des longueurs de 6,09 m (20 ft) VI-3-6 - Longueurs et nuances d’acier : Il existe deux gammes de longueur : de 6,10 a 7,32 m de 8,53 a 9,75 m L’A.P.I a normalisé quatre nuances d’acier : H 40.

J 55.

N 80.

P. 105

Le chiffre qui suit la lettre indique la limite élastique en milliers de psi (par exemple un acier N.8O a une limite élastique de 80 000 psi, soit 56 Kg/mm²)


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FIG.17 TPS/ Cabinet Ali BOUCHAHOUA/ Formation des techniciens de production/ Cession Novembre 2006

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Complétion déf

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