Essais Des Puits - Objectifs, Matériel, Déroulem

PRO88002

LES ESSAIS DE PUITS : Objectifs, matériel de base et déroulement général

DenIs PERRIN

© 2006 ENSPM Formation Industrie — IFP Training

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SOMMAIRE CHAPITRE 1 OBJECTIFS DES ESSAIS DE PUITS 1.1

PRINCIPE DES ESSAIS DE PUITS................................................................................................

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1.2

PRINCIPAUX OBJECTIFS DES ESSAIS DE PUITS ET MOYENS DE LES ATTEINDRE.

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1.2.1 Cas des essais sur puits d'exploration (au sens strict)..........................................................................

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1.2.1.1 Échantillonneurs de formation (RFT, MDT, FIT)................................................................

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1.2.1.2 Garnitures provisoires............................................................................................................

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1.2.2 Cas des essais sur puits de confirmation..............................................................................................

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1.2.3 Cas des essais initiaux sur puits de développement.............................................................................

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1.2.4 Cas des essais périodiques sur puits de développement......................................................................

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CHAPITRE 2 MATÉRIEL DE BASE POUR LES ESSAIS DE PUITS 2.1

DIFFÉRENTS TYPES DE TESTS...................................................................................................

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2.1.1 Test en trou ouvert................................................................................................................................

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2.1.2 Test de type "barefoot".........................................................................................................................

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2.1.3 Test en trou cuvelé...............................................................................................................................

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2.1.4 Test de couche sélectif : straddle test...................................................................................................

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2.2

GARNITURE DE TEST (CAS DES TESTS À TERRE, OU EN MER À PARTIR D'UN SUPPORT FIXE).....................................................................................................................

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2.2.1 Fonctions de base à assurer..................................................................................................................

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2.2.2 Composants de base.............................................................................................................................

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2.2.3 Autres composants...............................................................................................................................

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2.2.4 Équipement complémentaires..............................................................................................................

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2.2.5 Exemple de garniture de test en trou ouvert.........................................................................................

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2.2.6 Exemple de garniture de test en trou cuvelé.......................................................................................

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2.3

ÉQUIPEMENTS COMPLÉMENTAIRES POUR LA GARNITURE DE TEST DANS LE CAS D'UN TEST À PARTIR D'UN SUPPORT FLOTTANT...............................................

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ÉQUIPEMENTS DE SURFACE......................................................................................................

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2..4.1 Fonctions de base à assurer :................................................................................................................

23

2.4.2 Équipements de base............................................................................................................................

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2.4.3 Autres équipements..............................................................................................................................

24

2.4.4 Équipements complémentaires.............................................................................................................

25

2.4


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Sommaire

2.4.5 Synthèse................................................................................................................................................


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Sommaire

CHAPITRE 3 PRINCIPE DE DÉROULEMENT 3.1

REMARQUES PRÉLIMINAIRES..................................................................................................

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3.1.1 Analogie entre puits producteurs et puits injecteurs............................................................................

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3.1.2 Remarque liée à la détermination de la productivité............................................................................

27

3.2

PRESSIONS DANS LE PUITS À CONSIDÉRER.........................................................................

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3.3

DÉROULEMENT D'UN TEST DE COURTE DURÉE (CAS D'UN COUSSIN PARTIEL)....

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3.3.1 Descente de la garniture de test et ancrage du packer..........................................................................

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3.3.2 Prédébit (ou débit initial)....................................................................................................................

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3.3.3 Fermeture initiale.................................................................................................................................

30

3.3.4 Débit principal (ou second débit).........................................................................................................

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3.3.5 Fermeture finale....................................................................................................................................

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3.3.6 Désancrage du packer et remontée de la garniture de test...................................................................

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3.4

DÉROULEMENT D'UN TEST À HUILE DE LONGUE DURÉE (CAS D'UN COUSSIN JUSQU'EN SURFACE).............................................................................

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DÉROULEMENT D'UN TEST À GAZ..........................................................................................

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3.5.1 Le back pressure test............................................................................................................................

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3.5.2 Le test isochrone...................................................................................................................................

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3.5.3 Le test isochrone modifié.....................................................................................................................

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3.5

CHAPITRE 4 SYNTHÈSE DES INFORMATIONS ATTENDUES D'UN ESSAI DE PUITS ET CONCLUSION 4.1

SYNTHÈSE DES RÉSULTATS ATTENDUS D'UN ESSAI DE PUITS.....................................

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4.1.1 Informations recueillies sur site...........................................................................................................

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4.1.1.1 Informations obtenues en fond de puits................................................................................

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4.1.1.2 Informations obtenues en surface (dans le cas de débit en surface).....................................

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4.1.2 Résultats en laboratoire........................................................................................................................

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4.1.2.1 Dans les conditions de réservoir............................................................................................

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4.1.2.2 Aux conditions de surface.....................................................................................................

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4.1.3 Résultats gisement calculés ou estimés à partir des informations recueillies sur site.........................

37

4.2

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EN CONCLUSION............................................................................................................................

FIGURES.................................................................... 39


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Sommaire


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CHAPITRE 1

OBJECTIFS DES ESSAIS DE PUITS

1.1 Principe des essais de puits Le but poursuivi lors d'un essai de puits est, d'une manière générale, d'obtenir des renseignements sur un puits et sur un réservoir. Pour cela, on impose une variation instantanée de débit en tête du puits et on mesure, en fonction du temps, l'évolution correspondante de la pression au fond du puits. L'interprétation d'un essai de puits porte toujours sur une période où, juste après avoir varié, le débit est maintenu constant et où la pression est mesurée :  Si ce débit constant n'est pas nul, il s'agit d'un essai en débit qui provoque une baisse de pression en fond de puits (draw down).  Si ce débit constant est nul, il s'agit d'un essai puits fermé qui provoque une remontée de la pression en fond de puits (buildup) S'il y a eu plusieurs variations de débit, cela influe sur le comportement de la pression de fond et il faut alors connaître l'historique des débits pour pouvoir interpréter. Aussi, les essais puits fermé sont préférables aux essais en débit pour lesquels la pression de fond risque d'être perturbée par des fluctuations intempestives du débit. Cependant, les puits à gaz posent un problème spécifique qui justifie, quand cela est possible (temps suffisant, ...) le recours à plusieurs débits. Pour déterminer les caractéristiques du réservoir et la productivité du puits, la qualité des mesures de débit est aussi importante que celle des mesures de pression. Un soin particulier doit donc être apporté aux mesures des débits en surface. En outre, au cours de l'essai de puits des échantillons des fluides produits sont prélevés et la température est enregistrée.


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1.2 Principaux objectifs des essais de puits et moyens de les atteindre Selon que l'essai de puits est effectué sur un puits d'exploration, un puits de confirmation ou un puits de développement (et dans ce dernier cas que l'essai soit un essai initial ou un essai périodique), les objectifs de base ou l'importance respective de ces objectifs ne sont pas les mêmes. Cependant, les principaux objectifs d'un essai de puits sont parmi les suivants :  Déterminer la nature et/ou les caractéristiques des fluides produits,  Déterminer l'état du puits et son potentiel de production,  Evaluer les caractéristiques du réservoir,  Contrôler l'efficacité d'une complétion ou d'un traitement sur le réservoir (stimulation, ....),  Suivre l'évolution des paramètres relatifs au puits ou au réservoir. Pour cela, il est nécessaire :  de prélever un échantillon des fluides produits,  de connaître le débit des fluides produits,  de connaître l'évolution de la pression de fond et de la température de fond suite à une variation de débit. Associés aux informations fournies par d'autres moyens d'investigation, en particulier les diagraphies différées et le carottage mécanique (et dans une moindre mesure les diagraphies instantanées et l'analyse des déblais), la géophysique et la géologie, ces informations sont fonda mentales pour :

 décider de réaliser un avantprojet,  bâtir un avantprojet de développement,  prendre la décision de développer un champs,  élaborer plusieurs projets de développement et établir les prévisions de production correspondantes,  choisir un projet de développement,  réactualiser les prévisions et optimiser le développement au vu du comportement effectif du gisement lors de son exploitation.


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Objectifs des essais de puits

1.2.1 Cas des essais sur puits d'exploration (au sens strict) On appelle puits d'exploration, au sens strict, le premier puits qui est foré sur une structure que l'on ne connaît jusqu'à présent qu'à travers des études géologiques et géophysiques. Pour ce type de puits, les essais s'effectuent en cours de forage. Une zone vierge vient d'être forée où l'on a peu d'information sur les pressions, les fluides en place et les qualités de réservoir. L'objectif du test est donc par priorité de prouver la présence d'hydrocarbure et de définir :  la nature et les caractéristiques des fluides en place (y compris l'eau),  les caractéristiques de la couche et plus particulièrement la pression initiale, la température ainsi qu'une perméabilité et une productivité approximative. Le prélèvement d'échantillons "représentatifs" permet de connaître les fluides et des mesures de pression permettent de déterminer la pression initiale de la couche et d'en évaluer la perméabilité. Les principaux moyens utilisables pour cela sont :  les échantillonneurs de formation descendus au câble électrique (RFT : Repeat Formation Tester, MDT : Modular formation Dynamic Tester, FIT : Formation Interval Tester, par exemple) utilisables soit en trou ouvert, soit en trou cuvelé selon le type d'échantillonneur.  les garnitures provisoires de test (type DST) en trou ouvert (essai de courte durée, généralement de durée inférieure à 12 heures) ou en trou cuvelé, voire un équipement provisoire de type complétion. 1.2.1.1 Échantillonneurs de formation (RFT, MDT, FIT) Ce sont des outils d'investigation rapide, opérés avec un câble électrique, en découvert pour les deux premiers et en cuvelage pour le troisième. Ils permettent une prise de pression de couche et une prise d'échantillon parfaitement localisé et en sécurité puisque le puits reste sous boue. Ces outils permettent d'estimer la perméabilité du réservoir grâce à l'interprétation d'une remontée de pression 1.2.1.2 Garnitures provisoires Le choix entre essai en trou ouvert ou essai en trou cuvelé et le choix du type de garniture sont imposés principalement par le contexte opératoire (à terre, en mer, ...), la durée nécessaire pour l'essai et la nature de l'effluent.


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La garniture permet d'isoler la zone testée du reste du puits, de soumettre cette zone à une pression réduite, la mettant donc en condition de produire. Selon la durée de la phase "débit", un volume de l'effluent peut être recueilli en surface, avant remontée de la garniture de test. L'utilisation de vannes de fond, en réduisant les volumes, minimise l'influence de la compressibilité des fluides sur la courbe de remontée de pression (buildup). a) Détermination de la nature des fluides produits Elle se fait par échantillonnage. Il y a deux modes d'échantillonnage :  l'échantillonnage de fond,  l'échantillonnage de surface. L'échantillonnage de fond Afin d'être représentatif, l'échantillon de fond doit être prélevé audessus de la zone perforée et en régime monophasique. Pour les puits de découverte, on ne doit donc pas compter à priori sur la validité des échantillons de fond, à cause de l'incertitude sur la nature du régime d'écoulement en fond de puits (monophasique ou diphasique). L'échantillonnage de surface En conséquence, l'échantillonnage de surface (au séparateur) sera à considérer à priori comme le plus fiable et le plus représentatif à condition de l'effectuer avec grand soin. En particulier, il faut optimiser le débit :  il faut un débit suffisant pour éviter les phénomènes de ségrégation dans le tubing,  il faut un débit non exagéré pour, si possible, ne pas provoquer d'écoulement diphasique (ou l'apparition de coning) dans le gisement et en fond de puits. Toutefois pour être en mesure d'effectuer un échantillonnage de surface, il faut disposer de suffisamment de pression et de temps de débit afin de pouvoir établir un débit d'effluent en surface et le stabiliser. b) Détermination des caractéristiques de la couche On s'intéresse particulièrement aux points ciaprès. La mesure de la pression vierge La pression vierge est un renseignement fondamental en soi : les études réservoirs effectuées durant les premiers temps de production sont toutes calées sur ce paramètre initial.


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Il y a des conditions opératoires à respecter afin qu'aucun doute ne subsiste quant à la détermination de la pression vierge.


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L'estimation de la perméabilité et de la qualité de la liaison couchetrou (le skin) Les mesures de pression et de débit et plus particulièrement l'interprétation de la remontée de pression après fermeture du train de test permettent essentiellement :  de déterminer la perméabilité effective de la couche et d'évaluer également la présence de fissures ou de fractures,  d'observer la présence d'hétérogénéités à une certaine distance du puits (faille, changement de faciès, changement de fluide, etc .... ),  d'estimer la qualité de la liaison couchetrou (skin factor). Bien qu'il soit toujours préférable d'avoir des débits stabilisés avant la fermeture, l'interprétation peut éventuellement tenir compte des variations de débit pendant la phase débit. La mesure de la température du réservoir L'enregistrement dans le temps de la température de fond (débit et buildup) donne des indications fondamentales sur la nature de l'écoulement. Par ailleurs, la connaissance précise de la température de fond statique est indispensable aux études PVT faites en laboratoire sur les échantillons prélevés (attention, les températures données par les thermomètres à maxi des enregistreurs de pression, souvent très secoués à la remontée du train de test, ne sont qu'un palliatif). c) Conclusions et recommandations Dans les puits de découverte, on doit s'attacher à enregistrer et échantillonner un maximum de choses même si l'intérêt n'en est pas évident à priori. Les "cuttings", les carottes et les "logs" effectués peuvent indiquer la présence d'hydrocarbures, mais ces derniers ne sont véritablement prouvés que lorsqu'ils auront été "testés". Sur un premier puits, il faut surtout prouver la présence d'hydrocarbures récupérables et réaliser un échantillonnage correct. Les moyens de calculs sont beaucoup plus élaborés pour l'interprétation des pressions que pour les corrélations de PVT. On ne craint donc pas trop les effets pouvant compliquer la remontée de pression (skin et effet de capacité, débit non parfaitement stabilisé, etc ... ). Si le test est techniquement réussi, on pourra toujours estimer le "hk". Par contre, si tout ce qui concerne l'échantillonnage n'a pas été correctement réalisé et scrupuleusement enregistré, l'utilisation des échantillons peut même devenir impossible.


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1.2.2 Cas des essais sur puits de confirmation Ces puits, réalisés aussi pendant la phase exploration, sont aussi appelés puits d'appréciation ou, selon l'objectif premier visé, puits de délinéation. L'approche n'est plus la même. Les premiers renseignements ont été obtenus sur le puits d'exploration ou les précédents puits de confirmation. On ne cherche donc plus à prouver une découverte mais à recueillir suffisamment de données pour pouvoir bâtir ou finaliser un avantprojet. Le programme de l'essai de puits, généralement plus complet est bâti à l'aide des connaissances acquises lors des essais effectués sur le ou les puits précédents. On cherche tout d'abord à confirmer les premiers résultats :  obtenir un échantillon parfaitement représentatif (par exemple par échantillonnage de fond en respectant un débit limite estimé dans le cas où il y a possibilité d'être au fond dans des conditions monophasiques),  confirmer et/ou préciser les caractéristiques réservoirs déjà obtenues (pression, perméabilité, effet pariétal [skin] et productivité du puits, ... ). On cherche également, si le temps le permet, à déterminer les caractéristiques lointaines de la couche :  perméabilité lointaine,  présence d'hétérogénéités latérales et/ou verticales, de discontinuité, de faille,  limites du réservoir, mécanismes naturels de drainage. L'utilisation combinée de ces renseignements avec les résultats obtenus par d'autres moyens tels que lithologie, diagraphies différées, permet d'effectuer les premières corrélations entre puits et donc d'avoir une image à l'échelle du gisement et non plus seulement à celle du puits. On s'efforce de respecter scrupuleusement le programme qui aura été défini au préalable à partir des connaissances acquises antérieurement. Ce programme doit comporter des indications sur le timing de l'essai (de façon à pouvoir se situer dans de bonnes conditions d'interprétation), le choix des duses (principalement pour les tests à gaz) ainsi que la fréquence et la précision des mesures de débit, de pression de tête, de densité, de GOR, de WOR et de température à effectuer. Ces essais, étant souvent de plus longue durée, ont généralement lieu en trou cuvelé soit avec une garniture de type DST, soit de préférence avec un équipement provisoire de type complétion.


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1.2.3 Cas des essais initiaux sur puits de développement Dans ce contexte, les fluides sont généralement bien connus. L'échantillonnage constitue donc un objectif important pour un tel essai seulement dans le cas d'un puits structurellement éloigné ou isolé de la zone déjà développée. L'effort porte donc principalement sur la détermination des caractéristiques du réservoir au moyen de l'analyse des mesures de pression et de débit. Le premier objectif de l'essai sur un puits de développement est d'évaluer l'état du puits et ses abords. Les paramètres suivants sont recherchés :  la qualité de la liaison couchetrou (skin factor),  la perméabilité proche (et lointaine),  la productivité actuelle et la productivité potentielle du puits,  la pression statique du réservoir au moment de l'essai. En conséquence, il est de bonne pratique d'effectuer un essai de puits immédiatement après la mise en exploitation du puits (en production ou en injection). Cette pratique permet :  de prendre diverses décisions pour ce puits ou pour les puits suivants à développer (modification en ce qui concerne la liaison couchetrou, traitement éventuel, ... )  de vérifier l'efficacité de la complétion ou d'une stimulation initiale,  d'obtenir des données de référence pour la comparaison avec les performances futures. Le deuxième objectif est de porter l'investigation à une échelle plus grande du réservoir pour estimer :  les hétérogénéités (perméabilités verticales et horizontales, failles, fractures, ... ) et les limites,  les interférences entre puits de développement,  le degré de communication entre plusieurs zones,  les mécanismes naturels de drainage (activité d'un aquifère, …),  … Ceci conduit à une meilleure connaissance des données du réservoir et donc à une meilleure vision du développement du gisement.


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Pour ce faire, on est généralement conduit à adopter une durée de débit puis une durée de fermeture suffisamment longue pour s'affranchir des effets transitoires néfastes au niveau du puits et aussi pour "voir" ce qui se passe le plus loin possible. Des essais d'interférence ou des pulsestests permettent aussi de faire porter l'investigation sur la partie de réservoir comprise entre deux puits (continuité de la couche, ...). Ces essais sont en principes réalisés avec l'équipement définitif en place. Cependant, dans certains cas (choix du niveau à mettre en exploitation, stimulation, ...) ils peuvent être réalisés avec une garniture provisoire avant l'équipement définitif du puits.

1.2.4 Cas des essais périodiques sur puits de développement Ces essais sont bien entendu réalisés avec l'équipement de complétion alors en place dans le puits. La fermeture du puits peut avoir lieu en tête (mais dans ce cas se pose le problème de l'évaluation et de la prise en compte de l'afterflow pour l'interprétation). Cependant, il existe de nos jours des outils que l'on vient placer dans un siège classique et qui permettent de fermer en fond de puits. Les objectifs sont nombreux et variés et s'inscrivent dans le cadre d'une politique de surveillance des puits élaborée sur l'ensemble du gisement. Un premier souci est de surveiller l'état de santé du puits et en particulier :  de suivre l'évolution de la productivité du puits et donc de l'endommagement aux abords du trou,  de détecter, de situer ou de comprendre des "anomalies" au niveau de la liaison couche trou (coning, problèmes liés à l'exploitation simultanée de zones multiples, fuites, ...). Un deuxième aspect est de surveiller le comportement plus global du gisement et en particulier de suivre l'évolution :  de la pression statique du réservoir (ce qui permet, entre autres, d'évaluer la nécessité ou l'efficacité d'un procédé de maintien de pression),  des interfaces, .... Pour ce faire, il peut être nécessaire de ne pas se cantonner aux essais "débitpression" mais de recourir aussi aux diagraphies de production (PLT, TDT, ...). Ces diagraphies de production permettent aussi d'obtenir des informations sur l'équipement du puits luimême, sur le tubing en particulier (dépôt, corrosion, fuite, ...).


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Toutefois, l'interprétation des diagraphies de production est assez souvent difficile à faire si l'on n'a pas pris le soin de réaliser un jeu de référence avant que les problèmes ne se présentent. Selon le diagnostic qui est alors posé, des "remèdes" divers peuvent alors être envisagés (traitement de la couche, réduction de débit, abandon d'une zone, changement de zone, fermeture du puits, activation, maintien de pression, ....).


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CHAPITRE 2

MATÉRIEL DE BASE POUR LES ESSAIS DE PUITS

2.1 Différents types de tests On peut établir une classification en fonction de la manière dont la zone à tester est isolée du reste du puits. Cela impose le type général de la garniture de test requise et, en conjonction avec les objectifs du test, influence la sélection des outils individuels ainsi que la conception finale de la garniture de test.

2.1.1 Test en trou ouvert (figure 1a) Dans ce cas le packer de la garniture de test est ancrée dans le découvert. Le packer peut être du type activité par compression ou de type gonflable. Les tests en trou ouvert tendent à être moins chers dans la mesure où ils économisent le coût d'un casing ou d'un liner et d'une cimentation. Cependant on est confronté à un certain nombre de problèmes ou de difficultés, en particulier :  Le trou doit être bien calibré et ne pas présenter d'irrégularité de diamètre afin d'augmenter le potentiel d'étanchéité du packer.  La section en trou ouvert limite la pression qui peut être appliquée dans l'espace annulaire ; en conséquence seules des garnitures de test de type mécanique (où les outils sont opérés en particulier par des translations ou des rotations) peuvent être utilisées, à l'exclusion des garnitures opérées par pression annulaire.  Les tests en trou ouvert sont généralement limités à quelques heures en raison de craintes de problèmes d'instabilité des parois du trou qui peuvent provoquer le coincement de la garniture de test. La hauteur de la zone testée doit être limitée (hauteur normale : environ 20 m). Le forage (ou le carottage) doit être arrêté en conséquence.


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Matériel de base pour les essais de puits

Dans les cas difficiles à terre, ou de manière générale en mer, on ne doit pas pratiquer de test en trou ouvert mais mettre en place un cuvelage ou un liner supplémentaire et réaliser un test en trou cuvelé (cf. paragraphe 2.1.3).


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2.1.2 Test de type "barefoot" (figure 1b) Dans ce cas la zone testée est en trou ouvert, mais le packer de la garniture de test est ancré dans la section cuvelée qui se trouve au dessus du découvert. Cela permet de limiter ou d'éviter certains problèmes relatifs au test en trou ouvert.

2.1.3 Test en trou cuvelé (figure 1c) Dans ce cas l'ensemble de la garniture de test se trouve dans le cuvelage. Les tests en trou cuvelé présentent en particulier les avantages suivants :  Le potentiel d'étanchéité du packer est très élevé du fait d'un profil intérieur bien régulier et de diamètre connu.  On dispose de plus de flexibilité quand à la conception du train de test (possibilité d'utiliser des outils commandés par la pression annulaire, …).  La durée du test peut être considérablement plus longue (moins de risque de coincement de la garniture). Par contre les opérations de cimentation et de perforation peuvent provoquer un endommagement des abords du puits.

2.1.4 Test de couche sélectif : straddle test (figure 1d) Si la zone à tester est loin du fond du puits ou au dessus d'un autre niveau réservoir, la partie inférieure du puits peut être isolée de cette zone à tester par un packer supplémentaire. Pour ce faire on utilise généralement une garniture de test :  avec deux packers gonflables, en trou ouvert ;  avec un packer récupérable et un bridge plug, en trou cuvelé.


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2.2 Garniture de test (cas des tests à terre, ou en mer à partir d'un support fixe) 2.2.1 Fonctions de base à assurer La réalisation d'un test, et tout particulièrement d'un test en trou ouvert, impose de pouvoir :  s'affranchir de la pression exercée par la colonne de boue sur la zone à tester et diminuer la pression en face de cette zone jusqu'à une valeur inférieure à celle des fluides contenus dans la couche,  canaliser ces fluides jusqu'en surface sans risque de pollution de la boue ou d'éruption,  maintenir, sur les formations non testées, la pression exercée en forage par la colonne de boue pour éviter leur éboulement ou la venue des fluides qu'elles contiennent,  d'arrêter momentanément le débit des fluides sans utiliser la pression hydrostatique de la boue,  d'enregistrer en fond de puits la température, la pression et leurs variations tout au long du test,  procéder, en fin de test, à la remontée de la garniture de test après avoir remis l'ensemble du puits sous fluide de contrôle.

2.2.2 Composants de base Les éléments de base d'une garniture de test, permettant en particulier d'assurer les fonctions vues au paragraphe précédent, sont les suivants :  Le tubulaire proprement dit, constitué selon le cas de tiges de forage ou de tubing. Ce tubulaire sert : de conduit pour l'effluent qui sera produit, de support pour les autres éléments. Les tiges de forage sont plus particulièrement utilisées dans le cas de tests en cours de forage (DST : Drill Stem Test) de courte durée d'une zone à faible ou moyenne pression. Dans les autres cas, et tout particulièrement s'il y a risque de présence d'acide sulfurique (H2S), on préfère utiliser des tubings qui présentent une meilleure étanchéité au niveau des raccords.


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 Un packer Ce manchon en caoutchouc situé au dessus de la zone à tester s'applique sur les parois du trou par compression, réalise l'étanchéité et sépare le puits en deux zones sans communication entre elles.  Un tester C'est principalement une vanne (ou plusieurs) qui peut être ouverte ou fermée à volonté. Descendu fermée, elle est surmontée à l'intérieur des tiges d'un coussin de liquide de densité et de hauteur adaptées (tampon d'eau ou de gas oil par exemple) de manière à ce que la pression hydrostatique correspondante soit inférieure à celle des fluides présents dans la zone à tester (figure 2a). L'ouverture du tester, après que le packer ait été ancré, permet de décomprimer les fluides sous packer et ceux contenus dans la zone testée à la pression créée par le fluide tampon présent au dessus du tester (figure 2b) ; cette décompression permet le débit des fluides. La fermeture du tester, le packer étant toujours ancré permet d'arrêter le débit (sans utiliser la pression hydrostatique de la boue) et de provoquer la remontée de pression (figure 2c). Sa position proche du fond du puits minimise la perturbation liée à la recompression du volume dans le puits (effet de capacité) lors de la remontée de pression. Ces opérations d'ouverture et de fermeture du tester, packer ancré, peuvent être répétées autant de fois que nécessaire.  Des porteenregistreurs Ils reçoivent les enregistreurs de pression et de température. Suivant leur place et leur agencement dans la garniture, les enregistreurs de pressions permettent d'enregistrer soit la pression régnant à l'intérieur de la garniture soit la pression régnant à l'extérieur de la garniture, et donc en particulier l'évolution de la pression de fond lors de la phase de débit (draw down) et lors de la phase de fermeture (buildup).  Une vanne d'égalisation La réalisation du test entraîne un régime de pression sous le packer différent de la pression hydrostatique de la boue qui s'exerce audessus du packer. Afin de pouvoir décomprimer et désancrer le packer à la fin du test, il est indispensable d'égaliser les pressions de part et d'autre du packer. Pour cela on utilise une vanne d'égalisation située entre le packer et le tester. En fin de test, elle permet d'ouvrir une communication entre l'annulaire et l'intérieur de la garniture de test (partie en dessous du tester) et donc : d'égaliser les pressions de part et d'autre du packer, de repousser, sous réserve que l'injectivité soit suffisante, les effluents produits (situés dans la garniture en dessous de ce point) dans la formation testée en pompant de la


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boue de forage en tête d'espace annulaire, les mâchoires annulaires des BOP étant fermées (figure 2d).


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Lors de la descente du train de test, cette vanne est en position ouverte et sert de bypass pour le passage du fluide du dessous au dessus du packer au fur et à mesure que la garniture est descendue. Elle sera fermée avant l'ouverture initiale du tester.  Un dispositif de circulation inverse A la fin du test, si le puits a été productif, le train de test se trouve partiellement ou complètement rempli par l'effluent. Il est alors dangereux de réaliser la manœuvre de remontée avec ce fluide inflammable à l'intérieur de la garniture de test. Un dispositif de circulation inverse, situé audessus du tester, permet d'ouvrir un orifice sur l'espace annulaire et de récupérer l'effluent situé dans la garniture par circulation inverse (figure 2e). Pour raison de sécurité cette vanne est généralement doublée.

2.2.3 Autres composants Selon que le test est effectué en trou ouvert ou en trou cuvelé, de nombreux autres éléments sont ou peuvent être aussi intégrés dans un train de test, tout particulièrement :  Un sabot Cet élément est situé tout en bas de la garniture de test. Dans le cas d'un test en trou ouvert, c'est un raccord à fond plat permettant de prendre appui sur le fond du puits et donc de comprimer le packer.  Des crépines Ce sont des tubes perforés par lesquels l'effluent produit par la zone testée pénètre dans la garniture de test et qui agissent aussi comme un filtre vis à vis des débris produits.  Un verrouillage hydraulique du packer Il permet de garder le packer ancré même si l'on reprend le poids de la garniture pour manœuvrer les outils au dessus du packer et en particulier le tester. Cet outil de verrouillage est activé par surpression entre la pression hydrostatique due à la boue dans l'annulaire et la pression qui règne dans le train de test (sous le tester) pendant le test proprement dit. Il est désactivé lors de l'ouverture, en fin de test, de la vanne d'égalisation situé entre le packer et le tester.  Un joint de sécurité Tout particulièrement lors d'un test en trou ouvert, les risques de coincement du packer sont importants. Dans ce cas, le dévissage du joint de sécurité permet la récupération de la partie libre de la garniture.  Une coulisse de battage Avant d'en venir à l'extrémité de dévisser le joint de sécurité en cas de coincement, on essaye de décoincer le packer en exerçant des efforts de traction sur le packer par battage grâce à la coulisse hydraulique intercalée audessus du joint de sécurité.


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 Des massetiges ou des tiges lourdes Placées au dessus du dispositif de circulation inverse, elles permettent en particulier de disposer de suffisamment de poids pour : comprimer les garnitures d'étanchéité du packer, et, dans le cas d'un tester de type mécanique, ouvrir la vanne du tester.  Une vanne de sécurité de fond Elle permet de fermer la garniture de test en fond de puits au cas où la vanne du tester serait défaillante.  Un échantillonneur de fond Intégré dans la garniture, il permet de piéger l'effluent présent à cette cote. Il est activé en fin de la dernière phase de débit.  …

2.2.4 Équipement complémentaires En fonction du contexte et des objectifs de l'essai de puits d'autres équipements peuvent être requis tels que :  Un "TCP" (Tubing Conveyed Perforator) Dans le cas d'un test en trou cuvelé, ce TCP placé à l'extrémité inférieure de la garniture de test, permet avec la même garniture, et donc une seule descente, de perforer le cuvelage et de réaliser l'essai de puits proprement dit.  Un système de lecture en surface (surface readout) Ce système permet, après descente du train de test et dégorgement du puits, de venir se connecter via un câble électrique sur les capteurs de fond et de retransmettre les mesures de fond en direct (sans avoir à attendre la remontée du train de test pour pouvoir récupérer les enregistreurs).

2.2.5 Exemple de garniture de test en trou ouvert Les figures 3 à 5 présentent :  Un exemple de garniture de test en trou ouvert avec tester mécanique (figure 3).  Un packer de test de type openhole : le bobtail packer† (figure 4). Le packer obture l'espace annulaire compris entre les parois du sondage et les tiges de forage, par compression de la garniture entre la béquille qui s'appuie sur le fond du trou et le train de tige qui appuie. †

équipement Schlumberger


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La garniture dit être suffisamment souple pour se mouler contre les parois du trou (un système évitant le fluage de la garniture), mais elle doit retrouver son état initial pour être remontée sans coincement à la fin du test. Les diamètres des garnitures du packer seront tels que le jeu avec le diamètre du trou soit de l'ordre de 1". Les poids sur packer pour obtenir l'étanchéité sont de l'ordre de 1 t par pouce de diamètre de trou soit une dizaine de tonnes dans un trou 8 1/2". La position du packer sera choisie pour que celuici se trouve dans une zone bien calibrée et consolidée.  Un tester mécanique : MultiFlow Evaluator† [MFE] (figure 5). Cet outil est basé sur le fait que le verrouillage hydraulique du packer permet : d'ouvrir le tester en mettant du poids, de fermer le tester en enlevant le poids. L'outil est constitué de 3 parties : la partie vanne et chambre d'échantillonnage, la partie temporisation hydraulique de l'ouverture, la partie sélection de la position. L'ensemble de chicanes, suivant la position du mandrin intérieur, permet ou non le débit de fluide à travers les différents orifices de passage. Quand le tester est fermé à la fin du test, le fluide emprisonné entre les 2 "valves" peut être conservé à la pression où il a été récupéré et transvasé dans une bouteille pour échantillonnage, une fois la garniture de test remontée hors du puits. Si le temps dont on dispose pour réaliser le test le permet, il est possible de faire plusieurs cycles d'ouverture et de fermeture. Les parties "temporisation de l'ouverture" (temporisation obtenue grâce à un piston qui se déplace dans une chambre d'huile) et "sélection de la position" permettent que le fonctionnement du tester soit compatible avec celui des autres outils intégrés dans la garniture de test et en particulier que : lors de l'ouverture initiale du tester, celleci ne se produit qu'après fermeture de la vanne d'égalisation et ancrage du packer, lors des fermetures du tester, cellesci se produisent sans que la vanne d'égalisation ne s'ouvre et que le packer ne se désancre.

2.2.6 Exemple de garniture de test en trou cuvelé Les figures 6 à 8 présentent :  Un exemple de garniture de test en trou cuvelé avec tester opéré par la pression annulaire (figure 6). †



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 Un packer de test à ancrage dans le cuvelage : le positest packer† (figure 7). Le packer réalise l'étanchéité sur la paroi intérieure du cuvelage. Il est équipé de plusieurs manchons courts en caoutchouc dur. Le point d'appui est réalisé par le système classique : coinscônes avec un système de verrouillage par rainure en J.  un tester opéré par la pression annulaire : le Full Bore Pressure Controlled Tester [FB PCT] (figure 8). Cet outil est constitué de 2 parties : la partie vanne (vanne de type ball valve), la partie opérateur hydromécanique. Le PCT est préchargé avec de l'azote en surface (en fonction de la pression hydrostatique dans le puits) de manière à régler la pression à exercer en tête d'annulaire pour provoquer son ouverture. Le PCT reste ouvert tant que cette pression est maintenue en tête d'annulaire. Pour fermer le PCT, il suffit de purger la pression annulaire. En réappliquant de la pression dans l'annulaire on peut rouvrir le PCT et ainsi de suite autant de fois que nécessaire en fonction du programme de test. Un accessoire (Hold open) peut être ajouté qui permet de descendre et remonter la garniture avec le PCT en position ouverte bien que l'annulaire ne soit pas en pression

2.3 Équipements complémentaires pour la garniture de test dans le cas d'un test à partir d'un support flottant Dans le cas d'un test à partir d'un support flottant des équipements complémentaires sont nécessaires (figure 9) et en particulier :  Une SSTT (Subsea Test Tree) (figure 10) Placée dans le BOP sousmarin, cette SSTT permet, au cas où les conditions météorologiques ou techniques ne permettraient plus de garder le support de surface connecté à la garniture de test, de : suspendre la garniture de fond dans les BOP sousmarin, fermer à ce niveau la garniture de test, déconnecter à ce niveau la garniture de test. Elle peut être complétée (figure 10) : d'une retainer valve : Avant déconnection de la partie haute de la garniture de test, cette vanne est fermée, évitant ainsi que l'effluent contenu dans cette partie de la garniture se répande dans la mer ; †



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d'une lubricator valve : Placée suffisamment endessous de la tête de contrôle située en surface (flowhead), elle permet de descendre dans la garniture de test un train de travail au câble relativement long sans avoir besoin d'une longueur de sas importante audessus de la flowhead.  Plusieurs joints coulissants Ils permettent les variations de longueur de garniture de test, sous l'effet des variations de température et de pressions lors des différentes phases de débit et de fermeture, tout en respectant les deux points fixes que sont le packer et la SSTT. Ces joints coulissants sont aussi souvent utilisés dans les garnitures de test pour supports fixes.

2.4 Équipements de surface 2..4.1 Fonctions de base à assurer : L'équipement de surface doit permettre en particulier :  de supporter les pressions en tête et d'assurer la sécurité en surface ;  de maintenir un (ou des) débit(s) compatible(s) avec la capacité des installations et le programme de test ;  de récupérer des échantillons ;  le cas échéant, de mesurer le débit de l'air contenu dans la garniture au début du test et pousssé par le débit de l'effluent venant du fond du trou ;  de séparer l'effluent s'il arrive en surface pour compter séparément l'huile, le gaz et l'eau ;  de connaître les conditions de débit, de séparation, de comptage et d'échantillonnage ;  de stocker ou brûler l'effluent.

2.4.2 Équipements de base Les équipements de base en surface sont les suivants :  Une tête de contrôle appelée aussi tête d'éruption Elle est équipée entre autres d'une vanne de sécurité.


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Elle permet en particulier d'orienter l'effluent vers les installations de surface et de fermer le puits en tête en cas de nécessité.


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 Un manifold de duses Il permet de régler le débit du puits et d'abaisser la pression de l'effluent de manière à être endessous de la pression de service des équipements en aval.  Un réchauffeur ou un échangeur à vapeur Dans le cas d'une huile, et tout particulièrement d'une huile visqueuse, il favorise l'écoulement de l'huile et la séparation huileeau en diminuant la viscosité de l'huile. Dans le cas d'un gaz, il permet de réchauffer le gaz afin d'éviter la formation d'hydrates. Dans ce cas, la détente du gaz n'est pas faite en une seule fois au niveau du manifold de duse, mais en plusieurs fois. En particulier, on dispose d'une duse à miserpentin dans le réchauffeur ou l'échangeur.  Un séparateur Il permet de séparer les différents fluides (gaz, huile et eau éventuellement) et par là même il permet le comptage et l'échantillonnage de chacun de ces fluides séparément.  Un bac de stockage A certains moments du test, on y envoie l'huile sortant du séparateur. Cela permet d'étalonner le ou les compteurs huile, de prendre en compte certains phénomènes tels que le dégazage de l'huile en aval du séparateur ou la décantation supplémentaire d'eau qui est encore dispersée (en émulsion) dans l'huile à la sortie huile du séparateur.  Un bassin et une torche à gaz ou des brûleurs Ils permettent d'évacuer les fluides produits.  Un système d'arrêt d'urgence (ESD : Emergency Shut Down) Il permet de fermer le puits et de mettre les équipements de surface en sécurité en cas de besoin.

2.4.3 Autres équipements De nombreux autres équipements sont ou peuvent être nécessaires en ce qui concerne les installations de surface, tout particulièrement :  Des chiksans ou des conduites flexibles Ils permettent de relier entre eux les différents équipements. Ils doivent être soigneusement fixés par les câbles de retenue pour éviter tout battage pendant le test ou en cas de rupture.  Un skrinkage tester Cet appareil permet de mesurer la perte de volume de l'huile par dégazage entre les conditions de fonctionnement du séparateur et les conditions ambiantes.  Un surge tank


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Dans le cas où l'huile contient en particulier de l'hydrogène sulfuré, le bac de stockage doit être remplacé par un bac fermé maintenu à très faible pression, le surge tank.


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 Des échantillonneurs Ils permettent de prélever des échantillons des différents fluides produits. Ils sont spécifiques à chacun des fluides.  Une pompe de transfert Elle permet de reprendre l'huile contenue dans le bac de stockage (ou le surge tank) pour l'envoyer dans le bassin de décantation ou dans les brûleurs.  Un manifold huile Il permet d'orienter l'huile sortie séparateur soit vers le bac de stockage (ou le surge tank) soit vers le bassin de décantation ou l'une des poutres de brûlage.  Un manifold gaz Il permet d'orienter le gaz sortie séparateur vers la torche gaz appropriée.  Des compresseurs d'air Ils permettent d'apporter l'air nécessaire à une bonne combustion de l'huile.  Des pompes à eau Elles permettent : de faire un rideau d'eau autour des brûleurs pour limiter les effets de rayonnement, d'injecter de l'eau dans l'huile à brûler pour améliorer la combustion.  Des poutres de brûlage Elles supportent les brûleurs et les torches à gaz. Elles sont placées en fonction des vents dominants et il doit y en avoir dans deux directions opposées pour n'utiliser que celui qui est dans une direction acceptable par rapport au sens du vent.  Un circuit incendie  …

2.4.4 Équipements complémentaires En fonction des opérations à réaliser, d'autres équipements peuvent être requis tels que :  Un équipement de travail au câble Dans le cas où des opérations de travail au câble sont prévues ou envisagées permettant le test, le matériel correspondant doit être en place. Le sas de travail au câble est monté sur la tête de puits au niveau d'un raccord adéquat situé audessus de la croix de la tête de contrôle et d'une vanne d'isolation.  Une cabine laboratoire On y regroupe en particulier toutes les mesures et enregistrements fait en surface. Elle peut être équipée d'un minilaboratoire PVT.


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2.4.5 Synthèse La figure 11 montre un exemple de disposition du matériel de surface dans le cadre d'un test en mer à partir d'un support flottant.


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CHAPITRE 3

PRINCIPE DE DÉROULEMENT D'UN ESSAI DE PUITS

3.1 Remarques préliminaires 3.1.1 Analogie entre puits producteurs et puits injecteurs Tout ce qui suit concerne plus spécifiquement les puits producteurs mais peut être étendu aux déroulements des essais dans les puits injecteurs en "inversant" le débit. Il existe en effet une analogie évidente en ce qui concerne les phases d'essais (puits en débit ou puits fermé) des puits producteurs et des puits injecteurs telle que illustré au tableau suivant : Puits producteurs

Puits injecteurs

Puits en débit

test en production (draw down)

test d'injectivité

Puits fermé

remontée de pression (buildup)

déclin de pression (falloff)

TABLEAU 1 Analogie entre essais de puits producteurs et essais des puits injecteurs Notons tout de même que des précautions particulières sont nécessaires pour les essais des puits d'injection (propreté de l'eau injectée et risque de colmatage…).

3.1.2 Remarque liée à la détermination de la productivité Pendant un test en cours de forage, la productivité d'un puits varie en général avec le temps au fur et à mesure que la zone réservoir participant au débit s'élargit. Très rares sont alors les circonstances où l'on peut obtenir des conditions de débit et de pression parfaitement stabilisées, correspondant à ce que l'on appelle un écoulement permanent. On se contente en général, après dégorgement, d'un débit (ou de paliers de débits décroissants ou croissants)


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Principe de déroulement d'un essai de puits

aussi stabilisé(s) que possible, correspondant à un (ou des) écoulement(s) de type transitoire ou parfois de type pseudopermanent que l'on sait en théorie interpréter.


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Dans le cas d'une huile à pression de bulle inférieure à la pression de fond en débit, un seul de ces débits est nécessaire. Il permet de calculer l'indice de productivité réel, caractéristique de la couche et de la qualité de la liaison couchetrou, et l'indice de productivité théorique (hors effet de colmatage, …). Dans le cas d'une huile à pression de bulle supérieure à la pression de fond en débit ou dans le cas d'un gaz, plusieurs de ces débits sont nécessaires pour déterminer la "courbe de délivrabilité" de la couche. Néanmoins, pour un puits d'exploration et compte tenu des conditions souvent difficiles (météo, offshore, forte pression) et de la sécurité (présence d'une duse de fond limitant le débit), on préfère généralement se limiter à un seul débit suivi d'une remontée de pression suffisamment longue. La mesure des débits est indispensable et nécessite un séparateur dont le bon fonctionnement doit être contrôlé (pression et température du séparateur constantes). Les débits d'huile sont estimés par des mesures de niveaux dans un bac étalonné (ou à l'aide d'un compteur) tandis que les mesures des débits de gaz s'effectuent à l'aide d'un orifice déprimogène. Les pressions sont mesurées en tête de puits et au fond du puits. Il faut que les pressions, à la fin de la dernière période de débit et pendant toute la période de fermeture qui suit, soient enregistrées en continu et avec le même appareil. Les températures sont mesurées à la fois en tête et au fond du puits. On mesure également la densité de l'huile, la densité de gaz, les gradients de pression et de température dans les puits, éventuellement la teneur en sédiments, la teneur en eau et sa salinité, …

3.2 Pressions dans le puits à considérer Dans le puits, les pressions à considérer sont les suivantes (figure 12) :  La pression de gisement Pg qui est la pression des fluides dans la zone du réservoir qui est à tester. Tant que le puits n'est pas en débit, cette pression est présente dans l'ensemble du réservoir, depuis ses limites extérieures jusqu'au puits.  La pression hydrostatique Ph exercée par le fluide de forage ou de complétion en place dans le puits avant le début du test. Durant la phase de forage, la densité de la boue est ajustée de façon à ce que Ph soit supérieur à Pg et assurer ainsi la stabilité du puits.  La pression du coussin Pc exercée par la colonne de liquide présente dans la garniture de test (au dessus du tester descendu fermé).


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Cette pression est ajustée de manière à avoir Pc inférieur à Pg lors de l'ouverture de la vanne de test soit en ne remplissant que partiellement la garniture de test soit en utilisant un fluide léger (tel que de l'eau ou du gas oil).


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 La pression en fond de puits Pf au cours du test. Cette pression varie pendant le test. Avant le début du test elle est égale à P h ; lors des phases de débit, du fait des pertes de charge dans le gisement et aux abords du puits liées à l'écoulement des fluides, elle chute en dessous de Pg. Dans les phases de fermeture elle retend, plus ou moins rapidement, vers P g. Se reporter aux paragraphes 3.3 à 3.5 ciaprès pour plus de détails.

3.3 Déroulement d'un test de courte durée (cas d'un coussin partiel) Dans le cas des tests en trou ouvert la durée du test doit être courte afin de limiter le risque de coincement de la garniture. Fondamentalement le temps pendant lequel le packer reste ancré ne doit pas dépasser quelques heures (2 à 3 heures dans le cas d'une formation pas parfaitement consolidée). On ne dispose généralement pas d'un temps suffisant pour déterminer correctement la productivité et, en particulier en offshore, le matériel de surface peut être simplifié par rapport à ce qui a été dit précédemment au paragraphe 3.1.2 (brûlage direct sans passer par un bac de jaugeage en particulier). La figure 13 illustre l'évolution de la pression vue par l'enregistreur de pression situé sous le tester tout au long des phases opératoires décrites ciaprès.

3.3.1 Descente de la garniture de test et ancrage du packer La garniture de test est descendue vanne du tester fermée et avec un coussin de fluide au dessus de cette vanne afin que, lors de l'ouverture de la vanne, la pression en fond de puits soit :  suffisamment faible pour permettre un bon débit initial et la remontée de l'effluent jusqu'en surface (si possible) ;  pas trop faible de manière à ne pas endommager les parois du trou ou la formation par un différentiel de pression trop grand, en particulier dans le cas de formations mal consolidées. En pratique, il est courant d'admettre un différentiel de pression de plusieurs dizaines de bar voire une centaine de bar. L'enregistreur, tout au long de la descente de la garniture dans le puits, voit la pression hydrostatique due à la colonne de boue dans l'espace annulaire qui le sépare de la surface augmenter au fur et à mesure de la descente.


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Une fois en fond de puits, on procède à l'installation des équipements de surface (tête de contrôle, …) et lorsque tout est prêt, on peut procéder à l'ancrage du packer, en appliquant dessus une partie du poids de la garniture.

3.3.2 Prédébit (ou débit initial) Cette première ouverture du tester a pour but :  de décomprimer les abords du puits, la pression hydrostatique due à la boue de forage ayant eu tendance à surcomprimer cette zone à une valeur supérieure à celle de la pression de gisement ;  d'établir une bonne communication entre le réservoir et le puits, un effet de décolmatage étant espéré du différentiel de pression important. Cette ouverture doit normalement être effectuée de jour. La durée de cette période de prédébit est généralement de l'ordre de quelques minutes.

3.3.3 Fermeture initiale Le tester est refermé afin de mesurer la pression initiale (pression vierge). Le temps de fermeture retenu est important par rapport au temps de débit précédent (si possible trois quart d'heure ou mieux une heure) afin d'obtenir par recompression du fond de puits une pression la plus proche possible de la pression de gisement.

3.3.4 Débit principal (ou second débit) Dans le cadre de ces essais de puits de courte durée, l'objectif de cette période de débit est de permettre :  qu'un volume d'effluent suffisant pénètre dans la garniture de test pour pouvoir prélever un échantillon représentatif,  et, si possible d'avoir l'arrivée de l'effuent en surface. Là encore cette ouverture doit normalement être effectuée de jour. La durée de ce débit dépend du temps disponible restant (par rapport au temps total pendant lequel le packer peut rester ancré) et du comportement du puits. On peut par exemple appliquer la règle du pouce suivante :


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 si le débit est correct, répartir de manière égale le temps restant entre cette période de débit et la fermeture finale,


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 si le débit est très élevé, augmenter éventuellement le temps réservé au débit tout en gardant un temps de fermeture au moins égal à la moitié du temps de débit et qui ne devrait pas être inférieur à trente minutes,  si au contraire le débit est faible, faire en sorte d'avoir un temps de fermeture double de celui de la période de débit,  si le puits se tue, procéder à la fermeture du tester si possible avant que le puits ne soit tué ou, au plus tard, dès que celuici se tue. Remarquons que le diagramme de pression représenté sur la figure 13 correspond à un cas où le test a été refermé avant que l'effluent n'arrive en surface.

3.3.5 Fermeture finale Cette phase est très importante en ce qui concerne la collecte des données relatives au gisement et au puits. De l'interprétation de la remontée de pression (buildup) on cherche à déduire :  la pression de gisement (on note généralement cette pression de gisement tirée de la remontée de pression P*) hk

 le rapport 

 l'effet partial (S = skin effect)

3.3.6 Désancrage du packer et remontée de la garniture de test Pour désancrer le packer il faut préalablement ouvrir le dispositif d'égalisation de pression et reprendre le poids de la garniture de test. La remontée de la garniture de test n'est réalisée qu'après avoir :  repoussé au mieux dans la formation les effluents situés sous le tester en pompant via l'annulaire et la vanne d'égalisation de pression désormais ouverte,  ouvert la vanne de circulation inverse et circulé au mieux les effluents situés dans la garniture de test au dessus du tester; ceci doit normalement être effectué de jour.


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3.4 Déroulement d'un test à huile de longue durée (cas d'un coussin jusqu'en surface) Ces tests sont obligatoirement réalisés en trou cuvelé. Ils durent généralement de un à quelques jours, parfois une à deux semaines en fonction des objectifs du test et du nombre de niveau à tester. Selon le cas ils peuvent être réalisés avec une garniture provisoire ou à travers l'équipement définitif dans le cas des essais initiaux. On ne traite pas ici des essais de production de très longue durée (quelques semaines à plusieurs mois) ayant pour but d'évaluer les mécanismes de drainage et nécessitant de produire une quantité suffisante pour que la pression statique du gisement soit affectée. Le déroulement du test est conçu en fonction des règles internes du maître d'œuvre et des objectifs du test. Aussi il ne faut considéré la suite que comme un exemple. La figure 14 illustre l'évolution de la pression vue par l'enregistreur situé sous le tester tout au long des opérations décrites ciaprès :  Dégorgement du puits Dans la mesure du possible, cette phase de débit sera poursuivie jusqu'à obtenir en tête de puits un effluent propre (teneur en solide proche de zéro si possible) et un débit à peu prêt stable. Durant cette phase les quantités produites sont à estimer.  Fermeture initiale Elle doit être suffisamment longue pour permettre à toute la zone décomprimée dans le gisement de se restabiliser à la pression de gisement initiale (au moins deux fois le temps de la période de dégorgement). Dans le cas où il est prévu d'utiliser un "surface read out" pendant le test, l'outil de lecture des enregistreurs est descendu durant cette phase. Il restera en place ainsi que le câble de mise en place (qui sert aussi de câble de retransmission des mesures) jusqu'à la fin du test.  Débit principal On cherche généralement à avoir le débit maximal compatible avec : la capacité de débit de l'ensemble des installations de surface (en fait c'est souvent la capacité de brûlage qui est la plus faible), l'obtention des paramètres stables en surface (pression et température en tête de puits, GOR, …).


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Il faut prolonger cette période au moins plusieurs heures après que le débit, le GOR et la pression en tête aient atteint des valeurs stabilisées. En général un temps de débit de quelques heures (par exemple 8 à 12 heures) est suffisant. Il est d'autant plus long que la perméabilité est faible.  Fermeture pour enregistrement du buildup Cette période de remontée de pression est essentielle pour l'interprétation ultérieure de l'essai. Le temps de fermeture doit être suffisant. On retrouve le même esprit que la règle du pouce vue précédemment si ce n'est que le temps de fermeture est souvent au moins égal au temps de débit  Débit pour échantillonnage De manière à être dans des conditions favorables d'échantillonnage, on utilise généralement un débit réduit. Les paramètres de surface et en particulier les paramètres au niveau du séparateur (P, T, Qh, Qg, GOR) doivent être parfaitement stabilisés.

3.5 Déroulement d'un test à gaz Dans certains cas, en fonction des objectifs du test et du temps dont on dispose, le déroulement du test peut être identique à celui vu pour un puits à huile si ce n'est que :  le temps de débit nécessaire peut être plus élevé (18 à 24 heures par exemple),  le temps de fermeture est souvent au moins égal à une fois et demi le temps de débit. Dans le cas où il s'agit de caractériser la délivrabilité en gaz de puits (relation entre le débit produit et la pression en fond de puits pour une pression de gisement donnée) et l'AOFP † (Absolute Open Flow Potential), il est nécessaire de disposer, d'un point de vue théorique, d'au moins deux débits différents et, d'un point de vue pratique, d'au moins quatre débits différents. En effet l'effet partial dépend du débit (il est de la forme S' = S + Dq) et il faut donc disposer de plusieurs débits pour évaluer cette dépendance (figure 15). Pour ce faire on utilise généralement l'une des procédures de test pour puits à gaz ciaprès :  le back pressure test  le test isochrone  le test isochrone modifié †

L'absolute open flow potential, appelé aussi en français "débit potentiel absolu du puits" est le débit que l'on aurait si l'on ne laissait en fond de puits que la pression atmosphérique (c'est donc un débit fictif supérieur à ce que peut réellement produire le puits puisque, en fond de puits, la pression sera toujours supérieure à la pression atmosphérique du fait en particulier du poids de la colonne de gaz et des pertes de charge dans le tubing).


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3.5.1 Le back pressure test (figure 16) Il est caractérisé par plusieurs paliers de débit (en général 4) :  chacun à un débit constant,  chacun suffisamment long pour atteindre théoriquement le régime pseudopermanent,  à 4 débits nettement différents si possible (pour lever toute ambiguïté sur le tracé de la droite, cf. figure 15),  les paliers étant choisis dans le sens croissant ou décroissant selon le contexte et les autres objectifs du test. En cas de débit croissant, le back pressure test doit impérativement être précédé d'un dégorgement à un débit supérieur au débit maximum qui sera utilisé pendant le test afin d'être dans des conditions de nettoyage identiques pour chaque débit.

3.5.2 Le test isochrone (figure 17) Il est caractérisé par une succession de phases "débitfermeture" (en général 4) :  chacun à un débit constant,  les temps de débit étant identiques pour chaque palier, le dernier étant prolongé jusqu'à atteindre le régime pseudopermanent,  chaque temps de fermeture entre deux débits consécutifs étant suffisamment long pour que la pression en fond de puits remonte à chaque fois jusqu'à la pression initiale c'està dire la pression de gisement).

3.5.3 Le test isochrone modifié (figure 18) Il est caractérisé par une succession de phases "débitfermeture" (en général 4) :  chacun à un débit constant,  les temps de débit étant identiques pour chaque palier, le dernier étant prolongé jusqu'à atteindre le régime pseudopermanent,  chaque temps de fermeture entre deux débits consécutifs étant égal au temps d'un palier de débit.


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Le déroulement est donc identique au test isochrone, si ce n'est que les temps de fermeture intermédiaires sont égaux aux temps de débit ; la pression en fond de puits lors des phases de fermeture ne remonte donc pas jusqu'à la pression initiale.


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CHAPITRE 4 SYNTHÈSE DES RÉSULTATS ATTENDUS D'UN ESSAI DE PUITS ET CONCLUSION

4.1 Synthèse des résultats attendus d'un essai de puits Les résultats attendus d'un essai de puits sont de deux sortes :  les données relatives aux fluides du réservoir,  les caractéristiques du réservoir et des abords du puits. Toutes les deux sont évaluées ou calculées à partir des informations obtenues directement sur site.

4.1.1 Informations recueillies sur site 4.1.1.1 Informations obtenues en fond de puits  Échantillon(s) de fluide du réservoir piégé aux conditions de fond à l'intérieur des échantillonneurs de fond.  En cas de non débit en surface, une certaine quantité d'huile brute récupérée et analysée pendant la circulation inverse (échantillonnage à la pression atmosphérique et/ou chromatographie).  Enregistrement de la pression et de la température en fond de puits. 4.1.1.2 Informations obtenues en surface (dans le cas de débit en surface) a) Durant la période de débit  Pression et température en tête de puits.  Pression et température de séparation.  Débits d'huile, de gaz, d'eau


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Synthèse des résultats attendus d'un essai de puits et conclusion

 GOR, WOR.


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 Facteur de skrinkage de l'huile et densité de l'huile de stockage.  BSW (Basic Sediment and Water) : teneur en sédiment et en eau de la phase liquide.  Densité du gaz sortie séparateur.  Analyse chromatographique du gaz.  Masse volumique et salinité de l'eau.  Échantillons en pression de l'huile et du gaz. Ces échantillons sont prélevés à la sortie du séparateur pendant la période de débit stabilisé. Ils sont recombinés en laboratoire en vue de faire une étude PVT complète. b) Pendant la période de fermeture  Pression en tête de puits.

4.1.2 Résultats en laboratoire En laboratoire, les caractéristiques complétées du fluide de gisement sont déterminées dans les conditions de fond et de surface. Les études sont menées soit directement sur des échantillons de fond soit après recomposition à partir des échantillons d'huile et de gaz pris à la sortie du séparateur. La connaissance de ces caractéristiques est fondamentale :  pour définir et optimiser au mieux les installations de traitement nécessaire lors de la phase de développement du champs,  pour connaître la valeur marchande des produits ainsi élaborés. 4.1.2.1 Dans les conditions de réservoir Les principales caractéristiques sont :  la composition précise du fluide ;  les propriétés thermodynamiques, et en particulier : la pression de bulle (ou de rosée) à la température de fond, la température et la pression critique (Tc et Pc), le facteur de surcompressibilité Z du gaz dans le réservoir, la compressibilité des différentes phases, la viscosité des différentes phases,


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le pourcentage de gaz libre en fonction de la pression à la température de gisement


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4.1.2.2 Aux conditions de surface Aux conditions de surface, les caractéristiques souvent données sont les suivantes :  caractéristiques précises de l'huile de stockage (°API, viscosité en fonction de la température, tension de vapeur REID, pourcentage total de paraffine, …) ;  FVF (Formation Volume Factor) c'estàdire le volume occupé dans les conditions de gisement par un mètre d'huile de stockage et le gaz dissous correspondant.

4.1.3 Résultats gisement calculés ou estimés à partir des informations recueillies sur site  Pression initiale du réservoir. Elle est obtenue de deux manières : par lecture directe des enregistreurs lors de la fermeture initiale, par lecture ou extrapolation de la courbe de remontée de pression lors de la fermeture finale.  Perméabilité de la formation et effet partial (skin factor). Ces résultats sont obtenus par interprétation de la remontée de pression (ou de la période de débit).  Indice de productivité (pour un puits à huile) ou courbe de délivrabilité et AOFP (pour un puits à gaz). Dans la mesure où l'écoulement n'est pas de type permanent l'indice de productivité (IP) ne peut pas être calculé directement à partir du débit et des pression mais doit être déduit hk

des grandeurs tirées de l'interprétation du buildup (  et S en particulier).  Rayon d'investigation.  Hétérogénétités du réservoir, limites, … La connaissance de ces éléments est fondamentale pour déterminer ou optimiser le profil de production du champs en corrélation avec :  le nombre et la position du puits,  les moyens de production assistée et/ou activée à mettre en œuvre.


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4.2 En conclusion Un essai de puits est une opération délicate qui doit être préparée avec soin afin :  d'obtenir le maximum d'informations sûres,  de travailler avec le maximum de sécurité. Le programme doit clairement définir les objectifs de l'essai et établir un ordre de priorité afin d'avoir recueilli les informations principales même si il se révélait impossible de mener le programme d'essai jusqu'à sa fin. Il faut noter toutes les informations relatives au déroulement effectif de l'essai (en particulier l'habillage des diagrammes doit être fait sur le chantier dans la foulée de l'opération). De nombreuses personnes (représentants de différentes entités du maître d'œuvre, personnel du contracteur de forage, personnel d'une ou de plusieurs sociétés de services spécialisées) sont impliquées dans le déroulement d'un essai de puits. Il est donc fondamental de bien définir :  les objectifs principaux,  la tâche et la responsabilité de chacun.


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FIGURES


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Les essais de puits


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Les essais de puits

FIG. 1 : Types de test

a : EN TROU OUVERT

b : "BARE FOOT"

c : EN TROU CUVELÉ

d : SÉLECTIF : straddle test (trou ouvert ou cuvelé)


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Les essais de puits

FIG. 2 : Composants de base d'une garniture de test (1/2)

(a)

(b)

(c)


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Les essais de puits

FIG. 2 : Composants de base d'une garniture de test (2/2)

(d)

(e)


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Les essais de puits

FIG. 3 : Garniture typique de test en trou ouvert avec tester mécanique MFE† (MFE : Multi-Flow Evaluator) †


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Les essais de puits

FIG. 4 : BOBTAIL† PACKER †


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Les essais de puits

FIG. 5 : MFE† (Multi-Flow Evaluator) †


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Les essais de puits

FIG. 6 : Garniture typique de test en trou cuvelé avec tester opéré par la pression annulaire PCT† (PCT : Pressure Controlled Tester) †


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Les essais de puits

FIG. 7 : POSITEST† PACKER †


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Les essais de puits

FIG. 8 : FB PCT† (Full Bore Pressure Controlled Tester) †


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Les essais de puits

FIG. 9 : Test à partir d'un support flottant


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Les essais de puits

FIG. 10 : EZ TREE† (subsea test tree) & Lubricator Valve† / Retainer Valve† †


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Les essais de puits

FIG. 11 : Disposition du matériel de surface (test en mer à partir d'un support flottant)


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Les essais de puits

FIG. 12 : Pressions dans le puits à considérer

Pg = pression de gisement Ph = pression hydrostatique exercée par le fluide de forage ou de complétion Pc = pression due au coussin de liquide placé (lors de la descente de la garniture) au-dessus du tester en position fermée Pf = pression en fond de puits au cours du test


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Les essais de puits

FIG. 13 : Déroulement d'un test de courte durée (cas d'un coussin partiel)

 descente de la garniture de test et ancrage du packer  prédébit (tester ouvert)  fermeture initiale (tester fermé)  pression initiale (pression vierge)

 débit principal (tester ouvert)  fermeture finale (tester fermé) 

buildup



hk

P*,  , S

 desancrage du packer et remontée de la garniture de test ; pour cela : ouverture de la vanne d'égalisation et squeeze par l'annulaire ouverture du dispositif de circulation inverse et circulation


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Les essais de puits

FIG. 14 : Déroulement d'un test à huile de longue durée (cas d'un coussin jusqu'en surface)

 dégorgement de puits  fermeture initiale, descente des outils pour la lecture en surface  débit principal (draw down)  fermeture pour enregistrement du buildup  débit réduit pour échantillonnage


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Les essais de puits

FIG. 15 : Déroulement d'un test à gaz influence du débit sur l'effet partial

S' = S + Dq


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Les essais de puits

FIG. 16 : Déroulement d'un test à gaz Back pressure test

 dégorgement  fermeture initiale  période de débit : quatre débits différents et stabilisés chacun suffisamment long pour atteindre le régime pseudopermanent

 fermeture finale


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FIG. 17 : Déroulement d'un test à gaz Test isochrone

 dégorgement  fermeture initiale  période isochrone : quatre débits de durée égale débit final prolongé jusqu'à atteindre le régime pseudopermanent fermetures entre deux débits consécutifs suffisamment longues pour avoir recompression jusqu'à la pression initiale



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Les essais de puits

FIG. 18 : Déroulement d'un test à gaz Test isochrone modifié

 dégorgement  fermeture initiale  période isochrone modifiée : quatre débits de durée égale débit final prolongé jusqu'à atteindre le régime pseudopermanent fermetures entre deux débits consécutifs égales à chaque temps de débit



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Les essais de puits


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Essais Des Puits - Objectifs, Matériel, Déroulem

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