Gisements miniers et pétroliers
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Item Évaluation de la performance du "Gaz Lift" dans le champ "HDZ"(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Samba, Mohamed Aboubekerin; Chiaa, Mouhamed; Saifi, Redha (Promoteur)Ce Mémoire traite de l’optimisation de la production d’hydrocarbures du champ HDZ (Hassi Dzabat), situé dans le gisement de Hassi Messaoud. La méthodologie adoptée repose sur l’analyse nodale, une technique couramment utilisée en ingénierie pétrolière pour évaluer les performances des systèmes d’écoulement. Grâce au logiciel de simulation PIPESIM®, un modèle complet du système de production du réservoir jusqu’aux installations de surface a été établi. L’étude inclut une analyse de sensibilité des paramètres influençant les performances des puits, une prévision de l’évolution de la production dans le temps, ainsi qu’une évaluation de l’impact des méthodes de levage artificiel, en particulier le gas lift.Item Étude du choix technico-économique entre les systèmes "AutoBoost®" et "ESP" pour l’activation du puits "HGI-6"(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Driouche, Amar Djallal; Saifi, Redha (Promoteur)Lors des premières phases de production, l’énergie naturelle du réservoir permet l’extraction des hydrocarbures. Toutefois, cette énergie s’épuise progressivement, rendant nécessaire le recours à des méthodes de levage artificiel pour maintenir la production. Ce travail de fin d’études propose une étude comparative entre deux technologies d’activation des puits : la pompe submersible électrique (ESP) et le système AutoBoost®, appliquées au puits HGI6. L’objectif est de déterminer laquelle des deux offres les meilleures performances techniques et économiques. Une modélisation du puits a été effectuée à l’aide du logiciel PIPESIM, intégrant une analyse nodale et un dimensionnement précis de chaque système. Une évaluation économique a également été réalisée, en tenant compte des coûts d’installation, d’exploitation et de maintenance. Les résultats obtenus ont mis en évidence les avantages d’AutoBoost®, qui se distingue par sa simplicité opérationnelle, sa fiabilité et ses coûts réduits. Elle apparaît ainsi comme la méthode la plus adaptée pour améliorer la productivité du puits HGI6 tout en optimisant les dépenses.Item Implémentation et optimisation de l’injection alternée "WAG" dans un champ pétrolier mature "Water Flood" -Groupement Berkine-(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Benmesbah, Amine; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)La Technique d’injection alternée d’eau et de gaz (WAG) est un procédé EOR cyclique consistant à injecter successivement du gaz puis de l’eau selon des cycles répétitifs. Elle vise à améliorer la récupération pétrolière en combinant les avantages de l’injection de gaz et d’eau, optimisant ainsi l’efficacité de balayage, tout en maintenant la pression du réservoir. Dans le champ HBNE, situé dans le bassin de Berkine en Algérie, où la production est en déclin malgré l’injection d’eau, cette approche a été étudiée comme alternative prometteuse. Un modèle de simulation compositionnel a été calibré, incluant des tests de déplacement en tube mince pour déterminer la pression de miscibilité minimale (MMP). Une pression d’injection quasi-miscible a ensuite été retenue, tenant compte des contraintes opérationnelles du champ. Les simulations menées sur un modèle 2D sectoriel ont démontré une récupération supérieure en mode WAGI par rapport à l’injection d’eau seule. Ce gain de performance a été confirmé dans un modèle 3D complet du secteur, validant l’efficacité du procédé. Le WAGI se distingue également par sa capacité à retarder la percée du gaz et à mieux contrôler la mobilité dans les zones hétérogènes. Cette approche pourrait permettre une meilleure gestion des ressources injectées, ouvrant la voie à des optimisations économiques et techniques à l’échelle du champ.Item Modélisation numérique avancée et "History Matching" des essais expérimentaux "ASP" à l’échelle laboratoire(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Baouchi, Yahia; Benyounes, Khaled (Promoteur)Cette Recherche porte exclusivement sur la modélisation numérique et le calage historique (history matching) d’essais de flooding ASP publiés au laboratoire (carottes C106, C108, C116, C127, C130). Les courbes de récupération ont d’abord été extraites numériquement (WebPlotDigitizer) puis chaque test a fait l’objet d’un modèle 3D unidirectionnel construit dans CMG STARS et optimisé par CMOST. Un algorithme évolutionnaire a ajusté les exposants Corey, les coefficients d’adsorption et les facteurs de fréquence jusqu’à reproduire les données avec une erreur moyenne < 5 % et une récupération additionnelle ≈ 22 % OOIP après waterflood. L’objectif n’est donc pas la mise au point d’une nouvelle formulation chimique, mais la validation d’un workflow robuste de simulation-calibration permettant : (i) d’identifier les paramètres dominants (adsorption, exposants Corey), (ii) de quantifier leur incertitude et (iii) de préparer la transposition à l’échelle réservoir. Les résultats démontrent la pertinence de cette approche pour prédire la performance d’injections ASP dans des milieux hétérogènes.Item Caractérisation et modélisation des réservoirs Trias Argilo-Gréseux Inferieur (TAGI) et Trias Carbonaté du Bloc "208" de la région d’El Merk, bassin de Berkine(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2025) Benazza, Aymen; Yahiaoui Haddad, Lamia (Promoteur)Ce Mémoire s’inscrit dans le cadre de l’étude détaillée du réservoir Trias Argilo-Gréseux Inférieur (TAGI) dans la région d’El Merk (bloc 208), située au sein du bassin de Berkine. L’objectif principal est d’évaluer les caractéristiques sédimentologique et pétrophysiques du réservoir afin d’élaborer un modèle géologique statique 3D fiable. L’approche méthodologique repose sur l’interprétation des données de puits (diagraphies, carottes), l’analyse des faciès et des structures sédimentaires, la construction d’un modèle statique, puis l’estimation des réserves par la méthode probabiliste de Monte Carlo à l’aide du logiciel Petrel. Les résultats montrent que le réservoir TAGI supérieur présente les meilleures qualités réservoir (porosité, perméabilité, Net/Gross), tandis que le TAGI inférieur et le Trias carbonaté offrent un potentiel plus modéré. L’intégration des données géologiques et pétrophysiques a permis une estimation plus réaliste des volumes en place, indispensable pour le développement futur du gisement.Item Prévention et traitement du «Liquide Loading» dans les puits de gaz à condensat dans le champ de Hassi R’mel(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Zemmal, Akram Mourad; Derradji, Taha Mustapha; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Ce Mémoire de master traite du problème du Liquid Loading dans les puits de gaz matures du champ de Hassi R'mel en Algérie. Une méthodologie innovante combinant modélisation avancée (PIPESIM), Python et analyse des données de production est proposée pour optimiser la gestion du Liquid Loading et prolonger la durée de vie des puits. L'étude identifie le modèle de Turner comme le plus pertinent dans le champ de Hassi R’mel pour prédire l'apparition du phénomène et évalue l'efficacité des solutions de velocity string, d'extension de tubing et de Boosting progressif pour le gérer à court et moyen terme. Les résultats soulignent la nécessité d'une approche de gestion intégrée et proactive, combinant ces solutions avec une planification à long terme des techniques de lift artificiel conventionnelles. Au-delà de son apport technique, ce mémoire met en lumière l'importance d'une exploitation durable et responsable des champs matures. Les méthodologies et recommandations proposées ouvrent des perspectives prometteuses pour l'optimisation de la prédiction et du traitement du Liquid Loading à l'aide de l'intelligence artificielle, contribuant ainsi à relever le défi de la production durable dans un contexte de ressources déclinantes.Item Étude comparative de deux méthodes d'activation des puits : «Gas Lift» et pompe électrique immergée (ESP) dans la région «TFT»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Saidate, Brahim; Saifi, Redha (Promoteur)Dans les premiers temps de la vie du puits, les hydrocarbures sont générés par l'énergie naturelle du réservoir. Comme quoi, cette énergie finit par s'épuiser, ce qui empêchera l'extraction du reste du combustible fossile sous la surface. L'une des méthodes utilisées pour augmenter la production est la récupération assistée, également connue sous le nom d'activation des puits. Dans le cadre de ce projet de fin d'études, il est nécessaire de manipuler le programme de simulation PIPESIM pour représenter le puits et de réaliser le design de chaque méthode d’activation. Et aussi mesurer les erreurs afin de le rendre autant que possible comparable à la réalité. Dans cette thèse, le défi consiste à identifier la méthode d'activation des puits la plus efficace entre le Gas lift et l'ESP afin d'améliorer les performances du puits et les profits de l'entreprise. Le choix des critères a été basé sur des analyses techniques et économiques.Item Modélisation et conception d’un réseau de collecte de champ Nord In Amenas huile du projet de «Tinrhert»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Boukhalfa, Walaa; Attir, Abderraouf; Saifi, Redha (Promoteur)Ce Projet de fin d'études a pour objectif d'analyser en détail la faisabilité du raccordement de quatre puits producteurs d'huile au centre de traitement d'huile d'Alrar Initialement, ces puits étaient connectés au centre de traitement d'In Amenas. Cependant, en raison de la capacité insuffisante de ce centre, il a été décidé de rétablir le raccordement vers Alrar. Nous utilisons Pipesim pour modéliser le système de production. Ensuite, nous effectuons divers scénarios de simulation pour prévoir et évaluer les performances du système, tout en prenant en compte les aspects techniques et économiques.Item 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.Item Étude des problèmes liés au «Torque» et «Drag» lors du forage horizontal : cas d’étude, puits «OML-121», Hassi Messaoud(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Ourak, Abdelmalek Amir; Henaoui, Mohamed Walid; Mellak, Abderrahmane (Promoteur)Ce Mémoire de fin d’´etudes examine en profondeur l’analyse et la simulation du torque et du drag lors du forage horizontal, avec une étude de cas sur le puits « OML-121 » à Hassi Messaoud. Le champ de Hassi Messaoud, l’un des plus importants gisements pétroliers d’Algérie, présente des défis uniques en matière de gestion et d’optimisation de la production. Le puits « OML-121 » a ´été repris en Work-Over pour maximiser sa production, nécessitant des opérations de forage horizontal complexes pour augmenter la zone de drainage et améliorer l’efficacité de l’extraction des hydrocarbures. En utilisant le logiciel spécialisé Landmark, nous avons pu optimiser les trajectoires de forage, évaluer l’usure du tubage et analyser les forces de torque et de drag. Ces outils nous ont permis de simuler différents scénarios et d’identifier les configurations optimales pour réduire les forces de frottement et améliorer l’efficacité du forage. Nos résultats montrent que des ajustements ciblés des paramètres de forage, tels que la vitesse de rotation, le poids sur l’outil et l’optimisation de la garniture de forage, peuvent réduire significativement les forces de friction, prolonger la durée de vie du tubage et améliorer la sécurité et l’efficacité des opérations. En conclusion, cette étude souligne l’importance d’une gestion efficace du torque et du drag pour assurer la réussite des opérations de forage.
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