Rapport de stage en production des hydrocarbures (Hassi R'mel).pdf

HASSI RMEL | JUILLET 2011

REPUBLIQUE ALGERIENNE DEMOCRATIQUE ET POPULAIRE MINISTERE DE LENSEIGNEMENT SUPERIEUR ET DE LA RECHERCHE

SCIENTIFIQUE UNIVERSITE MHAMED BOUGUERRA-BOUMERDES FACULTE DES HYDROCARBURES ET DE LA CHIMIE

DEPARTEMENT : GISEMENTS MINIERS ET PETROLIERS Spcialit : exploitation

Option : production

Ce travail est ralis par :

HAMMOUDI Djamel DJOUADI Younes

REMERCIEMENT Nous, Y.DJOUADI et D.HAMMOUDI,

tudiants la facult des hydrocarbures et de la chimie de luniversit de Boumerds, nous tenons remercier la Direction Engineering & Production de la direction rgionale de HRM pour la chance quelle nous a offert pour sapprocher plus de lindustrie ptrolire et de voir mieux le cot pratique de ce domaine.

Ainsi, nous tenons remercier tous les ingnieurs et les techniciens travaillant au sein des differents services de la direction Engineering & Production et toute personne qui, de prs ou de loin, a laisse une tache sur la ralisation de ce travail.

HAMMOUDI Djamel DJOUADI Younes

HRM 2011 RAPPORT DE STAGE Y.DJOUADI & D.HAMMOUDI

HRM

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SOMMAIRE I. INTRODUCTION.01 II. HISTORIQUE DU GISEMENT DE HASSI RMEL..01

1. Situation gographique...01 2. Historique du gisement02

III. GEOLOGIE DE HASSI RMEL..05 1. Aspect structurale de la rgion..05 2. Aspect stratigraphique.06

a) Le palozoque.06 b) Le msozoque.07 c) Le cnozoque..08

IV. SUBDIVISION DES RESERVOIRS ET LEURS LIMITES DEXTENSION...08

1. Rservoir A...10 a) Limite dextension...10 b) Lithologie...10

2. Rservoir B...10 a) Limite dextension...10 b) Lithologie10

3. Rservoir C...10 a) Limite dextension...10 b) Lithologie.11

4. La srie infrieure...11 V. LES ZONES INDUSTRIELLES.11

1. La zone Nord11 2. La zone Centre.12 3. La zone Sud12

VI. EXPLOITATION DES RICHESSES12 1. Procds de traitement de gaz13

a) Procd RICHARD..13 b) Procd HUDSON..13

2. Les problmes techniques dexploitation au niveau de lanneau dhuile.14 VII. DESCRIPTION DES DIFFERENTES UNITES A HASSI RMEL16

1. Centre de traitement dhuile (CTH)..16


HRM

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2. Centre de traitement de gaz (CTG)..16 3. Centrale de stockage et de transfert des fluides (CSTF)16 4. Station de rcupration des gaz associs (SRGA)..16 5. Module Processing plant (MPP).16 6. Le boosting17

VIII. LA DIRECTION REGIONALE DE HASSI RMEL.18 IX. PRESENTATION DE LA DIRECTION ENGINEERING ET

PRODUCTION..............................................................................................18 1. Dpartement tudes et programmes.19

a) Service de surveillance gologique19 b) Service de gologie tudes.19 c) Service engineering et dveloppement 20 d) Service techniques de production.20

2. Dpartement production gaz..20 a) Service mesures et contrles20 b) Service exploitation gisement..21

3. Dpartement production huile22 a) Service mesures..22 b) Service exploitation..23 c) Service dshuilage.24

4. Dpartement Oprations.25 a) Service Work-over (WO)25 b) Service Wire-Line (WL)..26 c) Service intervention.28 d) Service mthodes et planning..29


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I. INTRODUCTION

Lnergie occupe une place prpondrante dans le monde. Cest pour cela que lAlgrie a consacr une grande importance ce secteur et particulirement au secteur des hydrocarbures, depuis sa nationalisation en 24 fvrier 1971. Les hydrocarbures reprsentent la richesse la plus stratgique au monde, car c'est le moteur de l'industrie et c'est pour cela que leurs consquences et influences sont importantes sur tous les plans.

Lobjectif de tout pays producteurs est de rechercher rcuprer le maximum des rserves en place et de continuer la production avec toutes les mthodes de rcupration.

La demande du gaz naturel vient en second plan aprs le ptrole, mais son importance s'accrot car c'est une source d'nergie propre qui n'altre pas l'environnement.

L'Algrie figure parmi les pays producteurs du gaz naturel au monde (4me place lchelle mondiale et 1re place lchelle Africaine), et sa plus grande partie de production est assure par le gisement gazier de la rgion de Hassi R'mel. Ce gisement est class parmi les champs de gaz importants dans le monde.

II. HISTORIQUE DU GISEMENT DE HASSI RMEL

1. Situation gographique

Hassi Rmel (HR), la porte du Sahara, se situe 525 km au sud d'Alger, 120 km au sud de la wilaya de Laghouat, environ 70 km louest de Beriane, et 120 km au Nord-Ouest de Ghardaa, une altitude d'environ 750 m, s'tend sur une superficie de 3500 km, entre les mridiens 255 et 345 Est, et les parallles 3315 et 3345 Nord. Cette rgion est caractrise par un climat sec, une faible pluviomtrie (140 mm par an) et une humidit moyenne de 19% en t et 34% en hiver. Les tempratures Hassi Rmel varient entre 5C et 45C. Les vents


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violents de direction nord-ouest soulvent le sable jusqu 110 m d'altitude et rduit la visibilit 15 m. Le sirocco est un vent chaud et sec caractrisant soufflant du sud une vitesse de 40 km/h et dure jusqu 12 jours en t.

2. Historique du gisement

Lhistorique de la dcouverte du gaz HR se rsume comme suit :

En 1951, la 1re compagnie gophysique sintressant la rgion a relev la prsence d'une couche de terrain sous forme d'anticlinal non loin de Tilghemt.

En 1952, le 1er forage ralis par la SN-REPAL a mis en vidence la prsence d'un trias dont les pores sont imprgns d'hydrocarbures.

En 1956, le 1er puits de Hassi R'mel venait d'tre implant au sommet de cette couche qui est nomme Roche Magasin. De 1957 1961 sept


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autres sondages HR2 - HR3 HR4 HR6 HR7 HR8 et HR9 au voisinage de HR1 confirmrent la dcouverte du gisement qui commena produire en 1961.

En 1960, la socit d'exploitation des hydrocarbures de HR (SEHR) a t cre dans le but de traiter, transformer, transporter et distribuer ce gaz. Dans le cadre de son activit, SEHR traitait certaines taches en excutant les travaux de production par la SN-REPAL en vertu d'un contrat de 5 ans. Elle a aussi mandat diverses socits spcialises pour transporter et commercialiser les produits du gaz naturel. Aprs l'indpendance, l'Algrie a mis en valeur, son compte, les richesses de son sol et de son sous-sol en crant la SONATRACH (Socit Nationale de Transport et de Commercialisation des Hydrocarbures).

En 1965, des ngociations ont abouti sur un accord Algro-Franais qui a attribu l'Algrie, la commercialisation du gaz naturel et apport la rvision de la fiscalit applicable aux socits franaises pour les exercices de 1969-1970. La ngociation a t suspendue en 1970 par le gouvernement franais et poursuivi par la suite au niveau de la SONATRACH et des groupes ptroliers CFP et ERAP.

L'Algrie a pris la dcision, en dates du 24 fvrier et du 12 avril 1971, de nationaliser ses richesses gazires et ptrolires. Suite cette nationalisation, de nouveaux puits et installations de traitements sont mis en marche de 1971 1974 et la capacit de production a t leve jusqu' 4 milliards de m3/an. Cette extension est une tape dun vaste plan de dveloppement qui sera entrepris par SONATRACH.

En 1975 la SONATRACH a mis en uvre un plan directeur en laborant un vaste programme de dveloppement qui tient compte des rserves en place rcuprables en gaz et en hydrocarbures liquides. La nature et l'homognit du rservoir HR ont conduit au choix d'un modle de dveloppement qui est un schma d'exploitation comportant 3 zones de production (Nord, Centre, Sud) et deux zones de rinjection (Nord, Sud).

De 1975 1980, faisant suite au plan directeur de dveloppement, les modules 1, 2, 3 et 4 ont t additionns l'ancien module CTG (module 0) qui permet de rcuprer les hydrocarbures lourds (Condensat + GPL) du gaz brut. Tous les produits de gaz sont transports vers le centre de stockage et de transfert (CSTF) et de l vers les points de ventes par gazoduc. Le gaz sec est utilis de deux manires : d'une part il est rinject dans le gisement par l'intermdiaire de deux stations de compression Nord et Sud


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et d'autre part, il est conduit vers les installations de liqufaction sur la cte mditerranenne.

Le champ de Hassi Rmel contient des rserves considrables de gaz et une richesse en condenst importante dordre de 210 g/m3. Pour ce champ la pression initiale est gale la pression de rose ce qui provoquera une condensation rtrograde dune fraction de la phase gazeuse formant une zone de liquide dune certaine saturation aux abords du puits lors de la production en raison de la chute de pression. Ce dpt liquide traduira :

Une rduction de la permabilit relative du gaz c--d sa mobilit ; Une perte du condenst (les composs lourds).

Les travaux de dveloppement ont fini par dcouvrir en 1979 un anneau dhuile sur le priphrique Est et Sud du gisement. Cet anneau dhuile se trouve limit par un chapeau de gaz au sommet et par un aquifre sa base, avec une hauteur utile moyenne de 11m. Lexploitation de cet anneau dhuile a commence en octobre 1981 par le puits HR154, reli au premier centre de traitement CTH1.

Actuellement lexploitation de lanneau dhuile est assure par le biais de quatre centres de traitements : CTH1, 2, 3, et 4.

Lexploitation du champ, par dpltion naturelle, a fait chuter sa pression de gisement dune faon considrable. La faible paisseur du rservoir, et la proximit des interfaces G/H et W/H par rapport lemplacement des perforations, favorisent le phnomne de coning (water coning et gas coning) qui diminue considrablement la rcupration dhuile et tue le puits. Donc il est devenu impratif de prvoir un soutirage artificiel pour augmenter la rcupration du champ.

Vu la disponibilit du gaz en quantit suffisantes dans la rgion, le gas-lift est le moyen dactivation prfr. Cette mthode est base sur linjection du gaz en bas de la colonne du fluide produit. Ce gaz rduit la densit du mlange et la pression de fond ; ce qui rend le puits apte produire, comme sil tait ruptif.


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III. GEOLOGIE DE HASSI RMEL La structure de Hassi RMel a t reconnue par la sismique de 1951. HR-1

est le premier puits implant en 1956 sur le sommet dun anticlinal et il a mis en vidence une importante accumulation du gaz condenst dans le Trias Argilo - grseux qui regroupe trois niveaux producteurs et stend du mur du niveau C au toit du niveau A.

Lexploitation du gisement a t commence en 1961, aprs avoir plac le gazoduc reliant Hassi RMel et Arzew.

Les travaux de dveloppement du champ, ont fini par dcouvrir en 1979 un anneau dhuile sur le flanc Est du gisement. Il stend du Nord Nord-est jusqu' Sud Sud-ouest sur une distance denviron 60 Km avec une largeur moyenne de 4 km, renfermant une colonne dhuile de 11 m.

Le gant champ de Hassi RMel comporte un Anneau dhuile et deux champs secondaires :

Champ de Djebel Bissa ; Champ de Hassi RMel Sud.

1. Aspect structural de la rgion

Cette structure est situe sur la Vote de Tilghemt se trouvant sur le prolongement Nord du trend positif rgional de la dorsale Idjerane-MZab et consiste en un anticlinal de forme elliptique couvrant une superficie denviron 3500 Km2. Laxe principal de la structure est orient NE-SW.

La structure est limite par des grands accidents profonds de mme orientation et dextension et de rejet variable. Le soubassement du champ de Hassi RMel, pendant la mise en place du Trias en gnral et la sdimentation des grs du rservoir A, confirme cette orientation NE-SW. Cette gomorphologie est forme de zones hautes et de dpressions orientes Nord-Sud et Nord-est Sud-ouest. Ces dpressions constituent


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les principales palovalles ou sest mise en place la sdimentation fluviatile du Trias.

La nouvelle sismique 1998 a dtect de nouvelles failles majeures de direction Est-Ouest.

2. Aspect stratigraphique (voir la colonne la figure dans la page 09)

A travers la distribution actuelle des formations en subsurface, nous constatons que la squence sdimentaire est reprsente par deux grands ensembles, entrecoups par une rosion hercynienne qui a affect la rgion.

Les dpts palozoques cambro-ordoviciens sont surmonts par des sdiments continentaux du Trias, entrecoups parfois par des coules volcaniques. Les tages rencontrs sont les suivants :

a) LE PALEOZOIQUE

Cambrien : Les dpts cambriens reposent sur le socle cristallin et sont discordants sous le Trias. Ils sont reprsents par des grs quartzitiques quartzites compacts, avec prsence de Tigillites, caractristiques de cet tage ;

Ordovicien : dvelopp surtout l'Ouest, il est entirement dtritique et puissant d'environ 500 m d'paisseur. Il est subdivis en plusieurs formatons qui sont du bas en haut : Argiles d'El Gassi (environ 40 m), Grs d'Elatchane (environ 50 m), quartzite d'El Hamra (environ 50 m) et les grs de Ouargla (environ 50 m).

Le cambro-ordovicien na pas t atteint par la totalit des puits de Hassi RMel ;

Dvonien : il est essentiellement argileux ;

Silurien : il n'est pas recoup par les forages de Hassi R'mel, par contre on le trouve plus l'Ouest du champ o il est recoup par les forages DAO1, MSK1. Il est constitu de grs et d'argiles graphites, il est caractris par son paisseur constante et sa richesse en matire organique ;

Carbonifre : alternance de grs et de calcaire.


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b) LE MESOZOIQUE

Trias : Dune paisseur moyenne de 200 m au Nord et 75 m au Sud, le Trias de Hassi Rmel comprend les ensembles lithologiques suivants :

Trias Argilo - Grseux Infrieur (TAGI) : appel aussi srie infrieure (SI). Cet ensemble n'est pas partout prsent sur-le-champ, mais peut-tre rservoir dans la partie Sud o certains puits ont rencontr une accumulation dhuile. Cette srie est reprsente par une alternance d'argiles indures et de grs fins bien class. Elle est caractrise par la prsence des coules volcaniques, il s'agit des andsites ;

Trias Argilo- Grseux Suprieur (TAGS) : Il regroupe les 3 niveaux producteurs et s'tend du mur du niveau C au toit du niveau A ;

Trias argileux : Il est form d'argiles indures parcourues par des filonnets d'anhydrites et de sel. Celles-ci surmontent gnralement une pass de siltstone. Un repre isochrone dolomie (D2) partage le Trias argileux en deux : suprieur et infrieur ;

Jurassique : dpaisseur moyenne de 1100 m, il est subdivis en trois units :

Lias : constitu de trois ensembles lithologiques : Lias salifre, lias anhydritique et le lias carbonat ;

Dogger : une srie de calcaires et danhydrites ;

Malm : des argiles plastiques et de calcaires de 450 m ;

Crtac : son paisseur moyenne est denviron 640 m, de bas en haut on distingue :

Neocommien : 300 m, argile grseuse ;

Baremien : 35 m, grs fins grossiers ciment argilo-grseux ;

Aptien : 25m, grs fins friable et calcaires passes dargiles plastiques versicolores ;


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Albien : dpaisseur 200 m, essentiellement grseux. LAlbien est un rservoir aquifre ;

Cenomanien : 120 m, comporte de dolomie cristalline, intercalations dargile versicolore et de calcaire dolomitique ;

Turonien : 40m, compos de dolomie et calcaire dolomitique. Il constitue un rservoir aquifre ;

Senonien : 30 40 m, reprsent essentiellement par des calcaires dolomitiques.

c) LE CENOZOQUE

Les terrains cnozoques ont t affects par une rosion intense pargne que locne et le mio- pliocne.

Eocne : dune paisseur moyenne de 50m, constitu de marnes et de calcaires ;

Mio- pliocne : reprsent par des grs argileux.

IV. SUBDIVISION DES RESERVOIRS ET LEURS LIMITES DEXTENSION

Le champ de Hassi Rmel comporte traditionnellement quatre principaux rservoirs grseux dge triasique dnomms A, B, C et la srie infrieure spars entre eux par des argiles, la couverture est forme par le Trias argileux et le Lias anhydritique. Ces rservoirs peuvent tre en communication latrale et verticale par suite :

Daccidents tectoniques de faible rejet (25-30 m) ; Dune fracturation plus ou moins dveloppe ; Dune rduction locale des paisseurs des niveaux argileux.


9 LA COLONNE STRATIGRAPHIQUE DE HRM


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1. Rservoir A a) Limites dextension : il possde la plus grande extension avec

une superficie qui dpasse 2600 Km2 et recouvre pratiquement la totalit du champ lexception de la zone sud-ouest. Les paisseurs utiles sont relativement constantes sur toute son tendue avec une moyenne de 15 m, il en est de mme pour les permabilits et porosits avec des moyennes de 270 md et 15%, la saturation en eau est de lordre de 24%. Cette couche reprsente 54% des rserves en places.

b) Lithologie : Localement argileux, les grs de ce rservoir sont fins trs fins, de nombreux conglomrats argileux apparaissent par ailleurs, les grs de ce niveau se distinguent par une cimentation anhydritique.

2. Rservoir B a) Limites dextension : il possde une extension plus rduite,

avec une superficie de 1200 Km2 environ. Cest le niveau le plus mince et le plus variable en paisseur principalement dans la zone centrale o il passe de 30 m quelques mtres seulement. La porosit peut atteindre 15% et la permabilit 250 md. La saturation en eau atteint les 28% et ses rserves reprsentent 13%.

b) La lithologie : Les grs qui le composent sont moyens et plus

ou moins argileux, ils sont intercals dans une zone argileuse, leur mode de rparation dans la zone centrale est celui de chenaux ou barres orients Nord-Sud.

3. Rservoir C a) Limites dextension : Il stend sur la majeure partie du

champ lexception de la zone sud ou il se biseaute. Il couvre une superficie de 1800 Km2 environ et peut atteindre jusqu 60 m dpaisseur dans la partie Nord.


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La porosit dpasse 18 % et la permabilit quivalente 800 md. La saturation en eau est denviron 13 % et ses rserves en place reprsentent 33 %.

b) La lithologie : Il est compos de grs fins moyens, trs peu ciments, nombreux conglomrats et grains de quartz blanc-laiteux de taille variable, allant de quelques millimtres quelques centimtres, trs caractristiques de ce rservoir. Le rservoir C repose soit directement sur la srie infrieure, soit discordant sur le cambro-ordovicien par la discordance hercynienne.

4. La srie infrieure

Elle est compose, dans la partie mridionale ainsi que dans la partie occidentale de la zone centrale, par une srie dandsites plus ou moins altres. Dans la zone Nord ainsi que dans la zone Sud elle prsente une srie argilo- grseuse o certains puits (HRS4 et HRS7) ont rencontr une accumulation dhuile.

V. LES ZONES INDUSTRIELLES (voir la figure dans la page 15) La forme gomtrique, la nature de leffluent et lhomognit du

rservoir du champ HR ont conduit au choix dun schma dexploitation altern comportant trois zones de productions (Nord, Centre et Sud) intercales par deux stations de compression.

1. La zone Nord

Cest une Zone tectoniquement complexe, avec la prsence de trois niveaux grseux, nettement individualiss dont lpaisseur diminue progressivement vers lEst.

Elle comporte le module de traitement de gaz N3 (MPP3), une station de Boosting Nord (SBN), une Station de Compression et de rinjection Nord (SCN), deux centres de traitement dhuile (CTH 2 et


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CTH4), un Centre de stockage et de prlvement butane (NAFTAL), une Centrale lectrique (SONELGAZ) et une Station de dshuilage.

2. La zone Centre

Au niveau de cette zone, les trois niveaux A, B, C, se prsentent avec dexcellentes caractristiques de rservoir. La couverture est assure par les argiles.

Elle comporte trois modules (0, 1 et 4), une phase B de MPP0 et MPP1 (Communs), un Centre de Stockage et de Transfert de Fluides (CSTF), deux Centres de Traitement dHuile CTH1 et CTH3, une Station de Boosting gaz Centre (SBC), une Station de Compression des Gaz Associs (SRGA), un Centre National de Dispatching de Gaz (CNDG), trois Stations de Compression de Gaz (GR1, GR2 et GR3), une Station de Pompage (SP4), un Centre de Stockage et de Prlvement Butane et Propane (NAFTAL), une Centrale lectrique (SONELGAZ), une Station dpuration (STEP) et une Station de Dshuilage.

3. La zone Sud

Elle est Caractrise par une srie dondulations de dimensions notables, avec une amplitude verticale gale 50 m et des failles.

Elle comporte trois Modules de traitement de gaz brut (MPP2, DJ-B et HR-Sud), une Station de Boosting Sud (SBS), une Station de Rinjection de Gaz HP (SC-Sud), une Unit de Traitement dHuile (CTH-Sud) et une Station de dshuilage.

VI. EXPLOITATION DES RICHESSES

Plus de 500 puits (tous types confondus) sont implants sur ce champ : des puits de gaz, qui sont majoritaires, des puits dhuile qui occupent lEst (anneau dhuile) et une partie du sud (HRS), Des puis injecteurs de gaz qui constituent deux lignes sparant le champ en trois secteurs comme mentionn ci-dessus (Nord, Centre et Sud), ainsi que des puits deau utiliss pour


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lirrigation et la consommation domestique. Dautres puits ferms et abandonns figurent aussi sur ce champ.

La production journalire de gaz HR peut atteindre 270 million m3/j.

Ces richesses nergtique de HR sont mises en valeur par plusieurs installations et units de production, parmi eux 5 modules de traitement de gaz dont les modules 0, 1 et 4 qui traitent le gaz venu des puits de la zones centre, le module 3 qui traite le gaz venu des puits de la zone Nord et le module 2 qui traite le gaz venu des puits de la zone Sud.

Deux autres units de traitement de gaz sont relies Djebel Bissa et HRS.

Lhuile, quant elle, est traite par 5 centres de traitement se trouvant lEst (CTH 1, 2, 3 et 4) et au sud (CTHSud). Lexploitation de lanneau dhuile depuis 1981 a conduit la rcupration de plus de 3.5 millions de m3 dhuile.

1. Procds de traitement de gaz

Les procds de traitement du gaz sont multiples et le choix de lun de ces procds se base sur les critres suivant :

Quantit de leffluent brut ; Taux de rcupration des hydrocarbures liquides ; Le cot dinvestissement.

Ainsi donc pour le champ de HASSI RMEL deux types de procds de traitement de gaz sont utiliss :

a) PROCEDE RICHARD

Bas sur le refroidissement du gaz par change thermique et par des dtentes simple compltes par lutilisation dune boucle de propane comme systme rfrigrant pour atteindre en fin le cycle de temprature voisine de 23C. Ce procd est utilis aux modules 0 , 1 .

b) PROCEDE HUDSON

Il est bas sur le refroidissement du gaz par change thermique et par une srie de dtentes.

Dabord une dtente au niveau de la vanne JOULE THOMSON qui permet datteindre une temprature de 15 C et


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puis une autre dtente ralise au niveau dune machine dynamique appele turbo-expander o on aura une temprature de 40 C. Ce dernier et plus performant car il permet une meilleur rcupration des hydrocarbures liquides il dispose dun systme de refroidissement autonome.

Le gaz en provenance des puits producteurs est un mlange (gaz et hydrocarbures liquides) contenant une faible proportion deau de gisement.

Il se prsente une pression de 84 bars et une temprature de 60 C.

2. Les problmes techniques dexploitation au niveau de lanneau dhuile Sont nombreux ces problmes, mais on va citer les plus important :

Colmatage aux abords des puits par la boue de forage ; Bouchage des perforations et de la colonne de production cause des

dpts de sel ; Dpltion du rservoir ; Venu deau prmature dans les puits producteurs (formation de coning

deau) ;

Les causes de ces problmes sont les suivantes :

Le colmatage du essentiellement limportante pntration de la boue de forage dans la formation cause de la grande densit (une diffrence de pression importante applique sur la formation). Le remde consiste nettoyer les abords des puits par une acidification, dans le cas dune dtrioration de caractristiques petrophysiques de la couche, une fracturation est souhaitable.

Au cour de la production des puits et au fait du changement dtat des fluides (baissement de temprature) et lors de leur dplacement du gisement au fond et de fond la surface, le sel se dpose. Il cause ainsi un rtrcissement du passage et souvent un bouchage de la colonne de production et des perforations, le remde consiste : Gratter le sel avec le WIRE-LINE ;


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Injecter leau douce soit par bouchon, soit en continu en fonction de la vitesse de prcipitation des sels, le volume de ces bouchons est calcul de telle faon que le puits ne soit pas noy. Linjection se faite laide dune pompe connecte a la tte de puits. Le refoulement du volume deau inject est assur par la pression de gisement dans les puits ruptifs ou lifts, par le gaz dans les puits gas-lift, si non on lifte par lazote(N2).

Zone Nord

Centre

Zone Sud

HRS

Djebel Bissa

Anneau dhuile

Batterie de puits injecteurs Nord

Batterie de puits injecteurs Sud


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VII. DESCRIPTION DES DIFFERENTES UNITES A HASSI RMEL Sur le champ de Hassi Rmel, on trouve 8 units, savoir :

1. Centre de traitement dhuile (CTH) Cest une usine constitue dun ensemble dquipements

permettant de sparer tous les constituants indsirables du ptrole brut avant son expdition vers les rseaux de transport.

2. Centre de traitement de Gaz (CTG)

Ce centre est constitu dun ensemble dquipements permettant la sparation et la production du gaz naturel dshydrat et dun mlange dhydrocarbures liquides constitu de condenst et de GPL.

3. Centrale de Stockage et de Transfert des fluides (CSTF)

Cest un centre de stockage et de transfert des hydrocarbures liquides, il est constitu de bacs (rservoirs cylindriques) pour le stockage de condenst, de rservoirs sphriques pour le stockage de GPL, dun systme de jaugeage des bacs, dun systme de comptage des quantits de condenst et de GPL expdis pour la commercialisation et dun ensemble de pompes pour expdier les produits.

4. Station de Rcupration des Gaz Associs (SRGA)

Cette station a t conue pour rcuprer les gaz associs provenant des CTH suite au traitement et la stabilisation du ptrole brut, elle est constitue essentiellement de turbocompresseurs permettant dlever la pression des gaz associs et de les expdier vers le module 4 pour y tre traits avec le gaz brut.

5. Module

Cest le diminutif de module processing plant (MPP) qui dsigne une unit de traitement constitue dun ensemble dquipements conus et raliss pour permettre un traitement spcifique du gaz brut, pour produire du gaz naturel, du condenst et du GPL, conformment un procd appropri et rpondant aux spcifications commerciales.


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a) Le module 0 : il comporte deux trains identiques et indpendants dune capacit de production globale de :

30 million m3/j de gaz sec ; 1300 tonnes/j de GPL ; 6100 tonnes/j de condenst.

b) Le module 1 : il comporte trois trains identiques dune capacit de production de :


c) Le module 4 : il a trois trains identiques et dune capacit de production globale de :


d) Le module 3 : il est aliment par les puits du nord, comporte 3 trains identiques et a une capacit de production de :


e) Le module 2 : identique aux modules 3 et 4, il est aliment par les puits du sud.

6. Le Boosting

La pression dentre du gaz brut aux modules dcrot avec le temps, ce qui influe sur la quantit et la qualit des produits de chaque catgorie, et sur les units de traitement de gaz car ils sont conus pour fonctionner une pression minimale de 100 Bars lentre.

Le rle des stations Boosting est la compression de ces gaz brut issus des puits afin davoir une dtente importante, donc une meilleure sparation.

La station de compression et de rinjection du secteur nord a une capacit de 90 million m3/j de gaz sec.

La station de compression et de rinjection du secteur sud est identique celle du secteur Nord.


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Le centre de traitement de gaz (CTG/DJEBEL-BISSA) est dune capacit de traitement de 4 million cm3/j.

VIII. LA DIRECTION REGIONALE DE HASSI RMEL

La direction rgionale assiste et coordonne entre les diffrentes structures de Hassi Rmel afin dassurer le bon fonctionnement des units de production.

Les diffrentes structures de la rgion :

Direction exploitation ; Direction maintenance ; Direction engineering production ; Direction technique ; Direction logistique ; Division scurit ; Division informatique ; Division ressources humaines ; Division finance ; Division intendance.

IX. PRESENTATION DE LA DIRECTION ENGINEERING ET PRODUCTION

Nous avons eu lhonneur et le privilge de faire un stage pratique la rgion de Hassi Rmel durant deux semaines o nous avons pu ctoyer des gens trs expriments qui nous ont appris beaucoup de choses malgr la courte dure de notre stage.

Nous avons pass notre stage au niveau de la direction Engineering et Production.

Cette direction se compose des dpartements suivant :


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1. DEPARTEMENT ETUDES ET PROGRAMMES

a) Service de surveillance gologique

Comme son nom lindique, ce service surveille le forage et soccupe de lacquisition de donnes concernant le puits et les couches traverses au cour du forage et ceci par ltude des cuttings et les diagraphies.

b) Service de gologie tudes

Ce service reoit les donnes acquises par le service de surveillance gologique et sa tache consiste dans linterprtation de ses donnes. Cette interprtation se fait au moyen de logiciels permettant dobtenir comme rsultats des cartes et des coupes stratigraphiques de la rgion concerne.


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c) Service engineering et dveloppement

Ce service fait tout lengineering concernant lexploitation de lhuile et du gaz. Sa tache consiste aussi grer toutes les donnes concernant lexploitation des puits, suivre la production et la supervision des travaux sur champ. Comme exemple des travaux que supervise ce service on site : les oprations de stimulation, lopration de dessalage des puits bouchs par le sel, la perforation et la perforation complmentaire ainsi que les oprations lectriques comme le PLT (Production Loging Tool) dfinissant la contribution de chaque niveau dans la production (il dtecte aussi le cross flow) et le RST (Reservoir Saturation Tool) permettant de suivre le plan deau dans le rservoir.

d) Service techniques de production

Il fait les jobs suivants :

Les tests de puits Les tests de jaugeage ; DST (drill steam test) ; Les tests de potentialit.

Les oprations spciales Opration de perforation du tubing dun puits (Tubing

puncher) ; Mesure dpaisseur du tubing dun puits (USIT ou METT) ; Opration de coupe de tubing (Tubing cutter) ; Mesure des PFS (pression de fond statique) des puits ; Mesure des PFD (pression de fond dynamique) des puits ; Pose Packer et bridge Plug.

2. DEPARTEMENT PRODUCTION GAZ

a) Service mesures et contrles

Ce service se compose de deux sections :

La section puits ; La section pompes.


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La section puits : Sa tache est :

Lentretient des installations de scurit de surface ; La dpressurisation et la pressurisation des installations de surface ; Le dsquipement et le rquipement des installations de surface avant

et aprs Work-over ; Le dgorgement des puits.

La section pompe : Sa tache est :

Lintervention sur pompe dinjection de linhibiteur de corrosion ; Rglage de dbit dinjection de linhibiteur de corrosion selon le

pourcentage de fer et le pourcentage de sel dans le gaz ; chantillonnage : prise dchantillons de gaz pour mesurer la quantit de

fer et de sel et le PH.

b) Service exploitation gisement

Ce service soccupe de la gestion des puits de gaz de toutes les zones du champ de HR. Ces puits sont partags entre les quipes de permanence (30 puits par quipe). Le contrle des diffrents paramtres se fait au moyen dun logiciel qui est le SCADA. Ceci permet de recevoir les diffrents paramtres concernant la production, par exemple les diffrentes pressions (pression de tte, pression de ligne) sont transmises par des transmetteurs de pression aprs leur transformation en signale lectrique. Ainsi ltat des puits (ferms, ouverts ou intermdiaires) est indiqu laide dun positionneur se trouvant au niveau de la vanne automatique.

Ce qui est plus important est de savoir le dbit instantan de chaque puits. Ce dbit est indiqu par le SCADA qui le calcule partir de la formule suivante :

=


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k : constante de calcul ; 6 : k = 159,96 8 : k = 276,42

FTF : facteur de temprature de fond, FTF = 0,93 ; DP : la diffrence de pression entre lamont et laval de lorifice ; PL : pression de ligne ; d : densit du gaz du champ de HR.

Les autres taches remplies par se service sont :

lexploitation des puits pour assurer une production journalire moyenne de 240 millions de m3 par jour ;

le suivi des paramtres de production et dinjection ; linspection et le contrle des installations de surface (puits, manifolds et

jonctions) ; la maintenance du systme de transmission SCADA et BBC ; les essais de tl fermeture ; le relev des cotes des inhibiteurs de corrosion ; la coordination des travaux avec les diffrents services.

3. DEPARTEMENT PRODUCTION HUILE

a) Service mesures

Ce service fait des sorties quotidiennes pour vrifier le bon tat des puits producteur dhuile. Sil trouvera des anomalies il essayera de rsoudre le problme, Sinon il fait appel dautres services pouvant le rsoudre.

Sa tache regroupe les points suivants :

Exploitation rationnelle des puits dhuile ; Entretien de toutes les installations de surface ; Suivi des paramtres des puits et prise dchantillons ; Veiller ce que les puits ne se bouchent pas par le sel, et ceci en utilisant

linjection deau douce.


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b) Service exploitation

Son activit principale est le traitement de lhuile brute. Il est dot de 05 CTH (centre de traitement dhuile), et chacun deux est aliment par un nombre dfini de puits. Le traitement de lhuile consiste dans la sparation des diffrentes phases venant avec elle.

Un schma simplifi dun centre de traitement dhuile (CTH) est prsent ci-dessous :

Arrivant au CTH par des pipes, lhuile entre dans un manifold. Ce dernier est un composant permettant de dirig lhuile vers la direction souhaite. Il comporte trois lignes essentielles :

Une ligne de production qui dirige lhuile vers le rseau de sparation ; Une ligne de test, permettant de tester chaque puits part pour savoir la

production correspondante deau, lhuile et de gaz ; Une ligne dirigeant lhuile vers le bourbier pour des raisons multiples.

FWKO

Sparateur HP

Sparateur MP

Dessalage de lhuile

Bac de stockage de lhuile

Manifold

Ligne de production

Ligne de test Vers bourbier

Eau sale expdie vers la station de dshuilage

Gaz expdi vers la SRGA

Gaz torchs


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La ligne de production est connecte un FWKO (Free water know out) qui est un grand sparateur horizontale permettant seulement de rcuprer leau sale (libre). Il permet de rcuprer jusqu 80% deau libre. Cette eau est, par la suite, dirige vers la station de dshuilage. Puis leffluent restant dans le FWKO (lhuile, le gaz et le reste deau) est dirig vers le sparateur HP (Haute Pression) o se spare le gaz de lhuile, ce gaz est envoy vers le SRGA. Lhuile est expdie vers le sparateur MP (Moyenne Pression) pour sparer le reste de gaz et deau.

Le gaz sortant du MP est torch (actuellement un projet en tude vise rcuprer ce gaz).

Lhuile ne passe pas directement vers les bacs. Elle passe par un systme de dessalage et de l vers les bacs. Lhuile sera par la suite expdie vers le module0.

c) Service dshuilage

Ce service nexistait pas lpoque. Cest un service cr par SONATRACH pour traiter leau extraite de lhuile et du gaz dans le but de protger lenvironnement. Les stations de dshuilage assurent la tache de traitement des eaux de rejets industriels des usines et des centres de traitement pour rcuprer :

Lhuile associe qui sera transfre au CTH ; La boue dshydrate et stocke dans des tranchs impermables.

Cette eau est toxique, elle contient encore de lhuile, des mtaux lourds (plomb, mercure,) des sels, et donc elle va nuire la sant des tres vivants et lenvironnement si elle serait jete dans des bourbiers.

Le dshuilage se fait en deux mthodes successives :

Mthode purement physique telles que : La sparation (par diffrence de densit) ; La dcantation ; La filtration.

Mthode chimique (par ajout de produits chimiques).


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Le droulement est comme suit :

Mthode physique :

Leau extraite de lhuile et du gaz est mene vers un bac cylindrique, elle sera par la suite surmonte par un film dhuile se formant de la coalescence des gouttes dhuile restant dans cette eau. Le racleur est le dispositif permettant de rcuprer cette huile et de lenvoyer dans un bassin pour quelle sera par la suite vacue vers le CTH. On rcupre par fois une quantit dhuile quivalente la production dun puits.

Ainsi, par phnomne de dcantation, les particules solides (la boue) se trouvant dans leau se dposent au fond du bac do elle sort par une vanne vers des bassins de stockage. Aprs schage et traitement (enlvement de traces de gaz et dhuile) cette boue sera vendue par tonne.

Mthode chimique :

Leau restante dans le bac na pas encore atteint la fin de son traitement. Elle subit cette fois-ci un traitement chimique.

On ajoute leau des produits chimiques qui sont la silicate et lacide (ils donnent la silice active) qui aident fusionner les particules entre elles. Celles-ci vont par la suite monter vers la surface et ramasses par le racleur.

Leau obtenue nest ni potable ni utilisable dans la vie quotidienne ; elle sera rinjecte dans le gisement ou jete dans un bourbier plastifi ne permettant pas sa filtration, et donc elle svapore en laissant derrire elle des quantits de sel.

4. DEPARTEMENT OPERATIONS

a) Service Work-Over (WO)

Le Work-over veut dire reprise de puits. Cette reprise est ncessaire si un problme majeur arriverait au niveau dun puits, problme dont les autres services (mesure huile, wire-line,


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intervention,) ne peuvent y remdier. De multiples causes peuvent faire appel une opration de Work-Over, on site titre dexemple : changement dquipement de surface (tte de puits par exemple) ou dquipement de fond (tubing,), isolement dun niveau productif suite aux venues deau et abandon dun puits.

b) Service Wire-Line (WL)

Le Wire-Line signifie travail au cble. Cest une technique qui permet dintervenir dans les puits en exploitation en utilisant une ligne en fil dacier pour introduire, descendre, placer et repcher dans le tubing les outils et les instruments de mesure ncessaires une exploitation rationnelle .

Les oprations de WL peuvent tre classes en Trois types :

Contrle et nettoyage du tubing (corrosion, sdiments et encrassement) ;

Oprations de mesures (enregistrements de pression et de tempratures de fond, diagraphies,) comme ce que lon a vu au cours des oprations de pose de gauge Amerada.

Mise en place ou repchage doutils comme par exemples la pose et la remonte de la vanne de scurit de subsurface, pose de vannes gaz lift, repchage, perforation

Le matriel de surface

Le treuil :

Le treuil est le cur de ce matriel. Son lment de base est le tambour sur lequel est enroul un cble qui est entrain par un moteur. Un indicateur de profondeur permet de suivre la descente et la remont du fil.


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Le sas :

Le sas est un tube de longueur variable muni une extrmit dun presse-toupe tanchit sur le cble et, lautre, dun raccord rapide, ce qui permet de faire rentrer ou sortir les outils en pression.

Le sas est mont verticalement au-dessus du BOP.

Le presse-toupe (stuffing box) :

Cet appareil, plac lextrmit suprieur du sas, permet lentre du cble tout en assurant ltanchit.

Un obturateur de scurit type BOP fermeture sur cble.

Le presse-toupe BOP

Une trappe basculante ou tool trap : servant retenir les outils dans le cas dune rupture accidentelle du fil de remonte dans le sas.

Le tensiomtre : ou indicateur de poids, qui permet de connaitre en permanence les efforts de traction supports par le cble au niveau du treuil.

Matriaux complmentaires : ces quipements sont ceux de surface tels que : la poulie de renvoi, moufle, grenouille (clamp), flexibles de purge.


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Le train de travail au cble :

Le train de travail au cble est lensemble des outils placs au-dessus des drifts, amerada et autres outils spciaux que le wire-line sert les faire descendre au fond du puits. Loutil descendu est reli lextrmit du cble par un raccord spcial.

Bien que la composition dun tel train dpend du travail effectuer et des conditions du puits, le train comporte en gnral :

Un raccord daccrochage (rope socket) ; Des barres de charge (stem) ; Une coulisse mcanique (spang jar) ; Une rotule (knuckle joint).

Les outils de travail au cble :

Ils sont trs nombreux mais peuvent tre regroups en quatre familles :

Les outils de contrle et dentretien ; Les outils de pose et de repchage ; Les porte- outils, les outils de fond et autres outils particuliers ; Les outils dinstrumentation.

c) Service intervention

Cest lun des services essentiels dans le dpartement des oprations. Il a comme fonction dentretenir les lments de linstallation de surface et de la tte de puits (de la vanne maitresse 1 jusqu la vanne de dpart). Ce service se compose de 3 sections :

La section dintervention :

Cette section assure quotidiennement des interventions sur les puits et les installations de surface pour le bon fonctionnement des dispositifs soit par la rparation sur place des problmes ou bien par le remplacement des quipements mal fonctionnant.


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La section dentretien :

Cest un groupe doprateurs et de techniciens qualifis pour la rparation de tous types de matriels de surface et de la tte de puits (vannes, porte duse, vannes automatiques,).

La section de pompage et de graissage :

Compose de 2 units

Unit de pompage : sa fonction est le pompage de leau travers le tubing pour lutter contre les dpts de sel ;

Unit de graissage : pour le graissage des vannes, des portes duse, fin de faciliter louverture et la fermeture de ces derniers.

d) Service mthodes et plannings

Il se charge de :

Suivre les commandes de matriels ; Faire des bons de mouvement matriel (BMM) pour sortir du matriel du

magasin ; Faire des bons de rintgration du matriel consommable ; Suivre linventaire du matriel de la direction.

Rapport de stage en production des hydrocarbures (Hassi R'mel).pdf

Documents

service engineering

service mesures

service work

service wire

service intervention

service dshuilage

d service mthodes

service exploitation