Mémoires de Master 2
Permanent URI for this communityhttps://dspace.univ-boumerdes.dz/handle/123456789/1553
Browse
32 results
Search Results
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 Modèle «CRM» pour la prédiction, contrôle et optimisation lors du «Waterflooding»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Khelifati, Nabil; Smaini, Imad; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Ce Travail utilise le CRM pour caractériser le comportement du réservoir, prédire les performances de production et permettre de prendre les décisions opérationnelles. En modélisant le réservoir comme un réseau de condensateurs et de résistances, le CRM capture efficacement la physique essentielle de l'injection d'eau, en utilisant des techniques d'identification de système pour corréler les changements dans les taux d'injection et de production avec les réponses du réservoir. Cette approche simplifie non seulement la dynamique complexe des réservoirs, mais fournit également un outil rapide et fiable pour la gestion des réservoirs, ce qui la rend particulièrement précieuse dans les scénarios nécessitant une prise de décision rapide. Cette étude évalue de manière approfondie l'efficacité du CRM pour prédire et gérer le comportement des réservoirs dans différentes conditions. Des paramètres clés tels que la connectivité, l'indice de productivité et la constante de temps sont méticuleusement analysés pour adapter le CRM à des scénarios de réservoir spécifiques, garantissant une modélisation précise de la dynamique des fluides et optimisant l'efficacité du balayage. Des études de cas détaillées et des applications de données réelles mettent en évidence les performances du CRM à la fois théoriques et pratiques, démontrant ses améliorations potentielles et ses contextes d'application plus larges.Item Élaboration d'un plan de développement du champ «MLN» pour assurer un prolongement du plateau de production(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Guembour, Ahmed; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Dans l'industrie pétrolière, les études en génie de réservoir visent principalement à optimiser la production et à maximiser les bénéfices tout au long du cycle de vie d'un gisement. La simulation en génie de réservoir est essentielle pour atteindre ces objectifs, car elle permet de créer, analyser, étudier et comparer divers scénarios de réservoir afin d'identifier les résultats les plus efficaces. Cette étude se concentre sur l'évaluation des indices de production et des potentiels du réservoir KGB dans la région de MLN, et propose plusieurs techniques de récupération assistée pour améliorer l'extraction d’huile et prolonger la durée du plateau de production. Cela est réalisé grâce à l'injection alternée de gaz et d'eau (WAG) utilisant un modèle de fluide compositionnel, ainsi qu'en proposant le forage de nouveaux puits. Cette analyse technique nous a permis de prendre des décisions éclairées pour améliorer les performances techniques et économiques du réservoir.Item Optimisation de la récupération d’huile sur le champ «BKNE-B» par intégration du processus «CO2-WAG»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Fekhar, Zakaria; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)L’Étude se concentre sur le champ pétrolier BKNE-B situé dans le bassin de Berkine, en Algérie, où la production est en déclin malgré l'injection de gaz miscible. L'objectif est d'évaluer le potentiel de l'injection de dioxyde de carbone (CO₂) comme technique de récupération assistée des hydrocarbures (EOR) pour améliorer la récupération. Un modèle de simulation compositionnel du réservoir BKNE-B a été développé et calibré. Des tests de déplacement en tube mince ont déterminé la pression de miscibilité minimale (MMP) du CO₂ avec l'huile. Divers scénarios d'injection de CO₂ ont été évalués, en se concentrant sur les processus d'injection alternée eau-CO₂ (CO₂-WAG). Les études comparatives sur un modèle 2D sectoriel ont démontré une efficacité de récupération supérieure du CO₂ par rapport au gaz associé, à l'azote et au méthane. Les processus CO₂-WAG ont surpassé le WAG traditionnel. L'optimisation des cycles d'injection CO₂-WAG a révélé qu'une durée prolongée d'injection de gaz améliore la récupération. L'implémentation des scénarios optimisés dans le modèle 3D complet a confirmé une amélioration significative de la récupération par rapport à l'injection actuelle de gaz miscible. L'adoption du CO₂-WAG pourrait également libérer du gaz associé pour d'autres utilisations.Item Optimisation de la récupération sur le champ d’El Merk : intégration de l’History Matching et implémentation du «WAG Miscible»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Djellal, Ala Eddine; Otmani, Mahamed Ayoub; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Dans l'industrie pétrolière, l’optimisation de la production et l’augmentation des bénéfices sont les principaux objectifs des études en génie de réservoir tout au long du cycle de vie du gisement. La simulation en génie de réservoir joue un rôle principal dans la réalisation de ces objectifs en créant, analysant, étudiant et comparant divers scénarios de réservoir afin de déterminer les résultats optimaux. Cette étude se concentre sur l'analyse des indices de production et du potentiel du réservoir d’El Merk. Elle propose une méthode de récupération assistée, le WAG miscible (injection alternée de gaz et d'eau), pour améliorer la récupération d’huile et prolonger au maximum le plateau de production. En outre, l'étude recommande l'implantation des nouveaux puits pour optimiser le développement du réservoir.Item Optimisation du balayage et de la mobilité en réservoir mature : stratégie «Foam-Assisted-WAG» dans le Champ «GSE»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Bradji, Mahdi Chams Eddine; Ghani, Habib; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Les Réservoirs matures présentent des défis majeurs pour maximiser les taux de récupération finaux des hydrocarbures. Après avoir épuisé les méthodes de récupération primaire et secondaire, des techniques de récupération tertiaire ou assistée doivent être mises en œuvre. Parmi celles-ci, l'injection alternée de mousse, de gaz et d'eau (Foam-Assisted-WAG) est une approche prometteuse pour améliorer le balayage du réservoir et la mobilité des fluides. Cette thèse porte sur l'évaluation technico-économique détaillée d'un projet «Foam-Assisted -WAG » pour le champ pétrolier mature GSE. Dans un premier temps, différents scénarios d'injection alternée de gaz et d'eau (WAG) conventionnels ont été étudiés afin d'identifier le schéma optimal. Malgré des gains de récupération, les simulations ont révélé des limitations persistantes, notamment une remontée rapide du GOR, des baisses de pression défavorables et un taux de récupération final limité. Pour remédier à ces problèmes, l'injection de mousse a été intégrée au schéma WAG optimal. Le tensioactif AOS a été sélectionné pour générer une mousse stable à haute température, offrant un excellent contrôle de la mobilité du gaz.Item Détection et remèdes aux venues d’eau dans le champ d’Ourhoud(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Boutiche, Abdelhadi; Bouhadiche, Mouloud; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Cette Mémoire examine les problèmes associés aux venues d'eau dans le champ pétrolier d'Ourhoud, en mettant un accent particulier sur leur impact sur la performance des puits producteurs. L'étude, conduite lors d'un stage pratique, explore les techniques de détection et de blocage de ces venues d'eau. Une attention particulière a été portée aux puits injecteurs pour évaluer l'impact de l'injection d'eau utilisée comme méthode de récupération secondaire. L'analyse a été renforcée par l'application de la méthode du Hall Plot, un outil analytique essentiel pour étudier comment le processus d'injection influence la migration d’'eau vers les puits producteurs. Cette méthode a permis de détecter des indices de communication hydraulique entre les puits injecteurs et producteurs induite par des fractures et d'autres anomalies dans le réservoir. Les diagnostics des puits producteurs ont été réalisés pour assurer que les puits étudiés sont des candidats à l'opération de "water shut-off". Les outils utilisés incluaient des analyses des courbes de déclin, des historiques de production et des diagrammes WOR (Water-Oil Ratio)... Des analyses PLT approfondies, traitées avec le logiciel Emeraude, ont facilité le calcul précis des débits d'huile et d'eau, identifiant spécifiquement les zones et les perforations où l'eau pénétrait. Une fois les points d'entrée d'eau détectés, des techniques de "water shut-off" ont été appliquées, notamment l'installation de Bridge Plugs, Straddle Packers et Patchflex pour isoler efficacement les zones problématiques. Ces interventions ont démontré une amélioration notable dans la gestion de l'eau, optimisant ainsi la production des puits concernés.Item Allocation optimale des débits de gaz dans clusters de puits en «Gas Lift» via «Machine Learning»(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Boulares, Lyna; Mechehoud, Khoula; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Cette Étude explore l'optimisation de l'allocation du gas lift afin de maximiser la production de pétrole dans un champ multi-puits. Notre approche combine des méthodes analytiques traditionnelles avec des techniques avancées de machine learning, telles que le Perceptron Multicouche (MLP) et le Gradient Boosting, pour modéliser les courbes de performance du gas lift et prédire les taux d'injection de gaz optimaux. En utilisant des méthodes d'optimisation comme Sequential Least Squares Programming (SLSQP), nous allouons le gaz de manière efficace à travers les différents puits, tout en tenant compte des contraintes de ressources disponibles. Cette intégration de modèles prédictifs et d'optimisation vise à améliorer significativement l'efficacité de la production pétrolière et à offrir une solution robuste aux défis opérationnels dans l'industrie pétrolière.Item Évaluation des problèmes d’exploitation sur le champ d’Edjeleh, In Amenas : causes et traitement/acidification(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2024) Boudlal, Mahdi Reda; Bouabdallah, Samir; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)Ce Mémoire se propose d'analyser les problèmes d'exploitation rencontrés dans le champ d'Edjeleh, d'en déterminer les causes et d'évaluer l'efficacité d'un traitement par acidification matricielle comme solution potentielle. L'étude se concentre sur trois puits représentatifs - DL454, DL249 et DL453 - pour mettre en évidence les mécanismes complexes qui influencent la production. Cette étude vise non seulement à apporter des solutions concrètes aux problèmes du champ d'Edjeleh, mais aussi à contribuer à la compréhension globale des défis liés à l'exploitation des champs matures. Dans un monde où l'efficacité énergétique et la durabilité des ressources sont primordiales, ce type d'analyse approfondie nous permet de trouver des solutions adéquates afin d’améliorer la productivité des puits.Item Optimisation des paramètres opérationnels de la fracturation acide pour la maximisation des demi-longueurs(Université M’Hamed Bougara Boumerdès : Faculté des Hydrocarbures et de la Chimie, 2023) Malek Chelih, Leila Ghizlene; Guerbouz, Asma; Zeraibi, Noureddine (Promoteur)La Fracturation acide est la technique la plus couramment utilisée dans les opérations de stimulation des réservoirs carbonatés. Il s’est avéré qu’elle est efficace et économique. Dans cette technique L'acide provoque une gravure différentielle sur les parois de la fracture, formant des canaux conducteurs qui restent ouverts sans agent de soutènement après la fermeture de la fracture. La longueur de la fracture mordancée limite l'efficacité d'un traitement de fracture acide. Des facteurs tels que la largeur de fracture, le taux d'injection, la viscosité de l'acide et la température de formation tous influent la pénétration de l'acide. Un traitement de fracturation acide doit produire un canal d'écoulement conducteur suffisamment long pour modifier le modèle d'écoulement dans le réservoir d'un modèle radial à un modèle qui se rapproche de l'écoulement linéaire. La longueur de la fracture dépend de la fuite d'acide (leakoff) et de la dépense d'acide. Si les caractéristiques de perte de liquide acide sont médiocres, une fuite (leakoff) excessive mettra fin à l'extension de la fracture. De même, si l'acide passe trop rapidement, la partie gravée de la fracture sera trop courte. Pour arriver enfin à la longueur de fracturation désirée pour la stimulation d’un puits précis, il faut faire plusieurs simulations avec différentes combinaisons des paramètres opérationnels. Alors, dans cette étude, on propose une procédure tout à fait différente. Une méthode dans laquelle il suffit de faire une seule simulation en donnant les caractéristiques de puits a traités comme les paramètres géomécanique, les paramètres pétrophysiques, la hauteur de la fracture et le leakoff. Le programme développé peut directement générer la combinaison optimale des paramètres opérationnels qui donnent la valeur maximale de demi-longueur et la conductivité optimale. Le programme s’enchaine pour engendrer la conductivité tout au long de la fracture.