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Étude comparative de deux modèles de simulation de la fracturation hydraulique : Pseudo-3D (PS-3D) et Planar-3D (PL-3D) au niveau du bassin d’Illizi
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2020) Louri, Faycel; Gareche, Mourad (Promoteur)
La Fracturation hydraulique est un processus complexe qui implique plusieurs mécanismes physiques couplés: déformation de la roche, écoulement de fluide à l'intérieur de la fracture, fuite de fluide, propagation de fracture et transport d'agent de soutènement. Comprendre ces mécanismes et leurs interrelations fournit un point de départ pour comprendre le comportement de croissance des fractures hydrauliques. Les équations couplées de la mécanique des roches et des fluides régissant la propagation des fractures sont présentées. Ces équations aux dérivées partielles non linéaires sont ensuite transformées et résolues à l'aide de méthodes intégrales. Les critères de propagation de la fracture et l'effet de la ténacité à la rupture et du contraste de contrainte de confinement sur la propagation de la fracture sont également discutés. Les simulations pseudo 3D sont comparées aux simulations planaires 3D pour la fracturation hydraulique. Pour la fracturation hydraulique, les simulations pseudo 3D sont capables de reproduire sensiblement les résultats de la 3D planaire et elles prennent peu ou pas de temps. Les résultats de la simulation sont comparés en utilisant une variété de débits. Un Thermolog est inclus pour comparer la précision de chaque modèle. La question à laquelle ce travail tente de répondre est: « l’utilisation d'un modèle planaire 3D donnera-t-elle des prédictions plus fiables de la géométrie de la fracture par rapport à la pseudo 3D ! ». Les modèles pseudo 3D basés sur la hauteur d'équilibre exagèrent souvent la hauteur de fracture, Planar 3D donne des résultats plus fiables pour les modèles qui utilisent une suite complète d'entrées pour les paramètres de modèle géomécanique tels que la contrainte, le module et la perméabilité de l'âne.
Évaluation du processus du "WAG" miscible au champ Rhourde Oulad Djemaa à Berkine
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2021) Nait belaid, Rachida; Gareche, Mourad (Promoteur)
Durant les dernières années, le processus d’injection alternative de l’eau et de gaz (WAG) est devenu largement utilisé (très répondu) et a été appliquée avec succès dans de nombreux gisements dans le monde en tant qu’une technique de récupération améliorée des hydrocarbures (EOR). Le processus d’injection water alternating gaz (WAG) a été initialement proposé dans le but d’améliorer l'efficacité de balayage au cours de l'injection de gaz, il combine les avantages des méthodes d’injection de gaz et de l'eau à savoir l’excellente efficacité de déplacement microscopique et le meilleur balayage macroscopique respectivement. L’objectif de ce mémoire consiste à l’évaluation de la performance de l’injection WAG miscible (MWAG) avec l’utilisation du gaz hydrocarbure pauvre dans le réservoir TAGI du champ de ROD dans le bassin de Berkine. Les résultats des simulations numériques indiquent que l’injection MWAG est le processus le plus efficace par rapport aux modes d’injections de gaz et de l’eau seuls. La récupération d’huile supplémentaire utilisant la technique MWAG peut atteindre 3.5 % des OOIP, ainsi que le GOR et le water cut seront de plus en plus contrôlables facilement par rapport aux techniques classiques.
Modélisation et optimisation du système de production du champ Rhourde Nouss
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2016) Djessas, Chouaib; Chelouche, Oussama; Gareche, Mourad (Promoteur)
La Rentabilité de l'investissement que constitue un réservoir est liée à la durée de vie des puits et à l'importance de la production qu'on peut atteindre. Cette durée de vie et cette importance de production sont en fonctions directe avec les caractéristiques du réservoir ainsi que les types de complétions choisis, ces derniers font l'objet de l'étude de l'optimisation de la production qui est un facteur important pour accroître la production et les taux de réduction des coûts, cette optimisation est généralement basée sur une approche connue dans le monde pétrolier sous le nom de l'analyse nodale. En autres termes, L'analyse nodale est une technique qui permet la prédiction de la productivité du réservoir et l'optimisation des complétions des puits ainsi que leur réseau de collecte et ceci dans le but de faire produire le gisement exploité, le plus longtemps possible à son plus haut potentiel. Dans notre étude, on a appliqué la technique d’analyse nodale en combinaison avec des interprétations des essais de puits (well test) sur les quatre puits du champ Rhourde Nouss qui ont un faible indice de productivité par rapport aux autres puits voisins, en utilisant le logiciel Prosper pour maximiser la production de ces puits en sélectionnant le meilleur design possible.
Optimisation de la production par la modélisation intégrée du champ Hassi Toumiet
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Saidi, Seffouane; Gareche, Mourad (Promoteur)
Cette étude proposée s’inscrit dans le cadre du développement du champ de Hassi Toumiat qui se situe au sud de Hassi Messaoud, l’objectif principal de cette étude est d’optimiser la production aux niveaux du réseau de surface, par l’approche de la modélisation intégrée. Le principe de cette approche consiste à relier dynamiquement les déférents composants de production, dans un seul model interactif. Cette étude s’articule autour des axes suivants : un Calage des courbes de production en utilisant l’analyse nodale afin de modéliser correctement son comportement, obtenir un profil de production en utilisant le principe de bilan matière dans le réservoir et en final proposer des scenarios pour le design du réseau de surface en intégrants les données de production avec le modèle en surface.
Optimisation de la production pétrolière et gestion de la production d’eau dans la région d'El Merk (Champ Berkine) : études et solutions pratiques pour le Bloc "208"
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Bouhamidi, Abdelwahab; Gherrous, Mohamed; Gareche, Mourad (Promoteur)
Les CPF ont une capacité de traitement d'eau toujours limitée, ce qui peut poser problème dans les zones présentant un taux élevé de Water Cut. Des études sont nécessaires pour minimiser ce problème autant que possible et pour protéger les réserves de pétrole. La rentabilité d'un projet est étroitement liée à la durée de vie des puits, qui dépend à la fois des caractéristiques du réservoir et de la complétion des puits. Par conséquent, des modifications apportées à la complétion peuvent augmenter la production et la rentabilité. L'étude d'optimisation de la production de pétrole du bloc 208, du champ Berkine vise à résoudre les problèmes identifiés, qu'il s'agisse du taux élevé de water Cut, ou de l'augmentation potentielle de la rentabilité des puits nécessitant, une intervention en raison des problèmes d'intégrité. Cette optimisation repose sur l’analyse et l'interprétation des diagraphies des puits, la simulation et une approche connue sous le nom d'analyse nodale. Pour atteindre nos objectifs et évaluer la fiabilité de nos solutions proposées, d’une part, nous avons réalisé des simulations avec les différents scénarios possibles sur le bloc 208 relatifs aux puits présentant un taux élevé de water-cut et d’autre part, nous avons utilisé la technique d’analyse nodale en vue d’optimiser la production pour rentabiliser les puits présentant un problème d’intégrité.
Plan de développement du champ Mature d’Alsace évaluation technico-économique de l’Asset
(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2019) Rouabah, Oussama; Gareche, Mourad (Promoteur)
Le Réservoir d’Alsace renferme des réserves d’hydrocarbure remarquables (environ 12 millions sm3 d’huile en place dont 15% ont été récupéré en 2015) d’après les études et les estimations effectuées. D’après ces dernières, ce réservoir a montré des bonnes caractéristiques pétro physiques de porosité et perméabilité. La construction et la génération d’un modèle statique puis un modèle dynamique, et leurs montages sous les softwares a permet une meilleure étude de ce réservoir : dans un premier temps vérification et validité du modèle avec l’history matching puis avec l’historique de la production du champ, et dans un second, faire des prévisions du futur comportement du champ qui s’agissait du scénario 4.Enfin la sélection du scénario combiné consistant à implanter de nouveaux puits, les activer par gaz lift, convertir des puits producteurs en injecteurs et transformation d’un puits vertical en puits horizontal. L'étude prévisionnelle a montré une récupération environ 36% par la configuration actuelle du champ sur les 10 prochaines années (production de 3 ans seulement).Et comme l'objectif reste toujours de maximiser le gain, l'étude technique est complétée par une autre économique pour couvrir tous les aspects d'un plan de développement robuste .Cette étude économique approximative, basée sur le calcul de la VAN, a donné une idée sur le meilleur scénario économique.