Etude comparative entre le Gas-lift et les pompes électriques immergées appliquée à la région d’In Amenas

Abstract

A la découverte des nouveaux champs, la plus part des puits de pétrole dans les premières étapes de leurs vies coulent à la surface naturellement, c’est les puits éruptifs. Ces deniers ont une pression de fond suffisante pour vaincre les pertes de charge qui se produisent le long de l’écoulement du fond de puits jusqu’au séparateur. Au fur et à mesure de l’exploitation des champs, ce critère n’est pas vérifié et le puits devient non éruptif. Donc on doit faire appel à des méthodes pour extraire le maximum de pétrole qui se trouve encore dans le sous-sol et ainsi d’augmenter le taux de récupération. Parmi ces méthodes on a l’activation des puits qui agit sur la colonne de production autrement dit sur la courbe de l’Outflow du système de production en diminuant la pression de fond dynamique, pour ce faire, il y a deux modes, soit de diminuer la densité du mélange qui se trouve dans la colonne de production dans ce cas on parle du Gas-lift, soit de diminuer la hauteur de la colonne hydrostatique, là on parle du pompage. Le choix de la méthode d’activation doit se faire en se basant sur des études techniques et économiques selon les caractéristiques du puits et des fluides. Dans notre étude on va essayer de faire un choix entre l’activation par le Gas-lift ou bien les pompes électriques immergées dans la région d’In Amenas en utilisant le logiciel de simulation PIPESIM. Le choix a été fait à l’aide d’une étude économique dans laquelle nous avons comparé le temps d’amortissement (POT) de chaque mode d’activation qui nous a permet de sélectionner le bon choix (pompe ESP où gaz-lift) pour chaque puits (EAL38, EAL 01 TRT 01 TRT 04 et TRT 07).