The Green Computing Observatory: a data curation approach for green IT

International audienceThe Green Computing Observatory (GCO) is a collaborative effort to provide the scientific community with a comprehensive set of traces of energy consumption of a production cluster. These traces include the detailed monitoring of the hardware and software, as well as global site information such as the overall consumption and overall cooling. The acquired data is transformed into an XML format built from a specifically designed ontology and published through the Grid Observatory website

Computational study of reservoir sand production mechanisms

A numerical model is developed to simulate fluid flow conditions around a wellbore and to evaluate mechanisms governing fluid flow, pressure gradients, rock failure and the ensuing sand production. The rock material behaviour matches sandstone described by the Drucker–Prager material failure model. Conditions for erosion are governed through two criteria: a material failure criterion described by the Drucker–Prager model and a sanding criterion expressed by an eroded solid mass generation model. The interplay between controlling operating and reservoir conditions is assessed. In addition, contributions of the following key factors to interstitial fluid velocity, plastic strain, pore pressure variation and sand production are appraised: drawdown, wellbore perforation depth, mud pressure and erosion criteria. Despite a decrease in pore fluid velocity at the vicinity of the wellbore at increasing depth, sand production increases with wellbore/perforation depth. Likewise, at constant drawdown, sand production is aggravated as wellbore/perforation depth increases. The rate of increase in the plastic zone following the onset of sand production is inconstant. Furthermore, mud pressure is demonstrated as an effective tool for attenuating sand production. An understanding of interactions between key parameters governing reservoir responses and the effect on sanding during oil/gas production is imperative if extraction operations are to be optimised.Published onlin

Comportement des sédiments marins carbonatés

Les sédiments carbonatés recouvrent les fonds marins de nombreuses zones d'activités pétrolières actuelles. La méconnaissance des caractéristiques mécaniques de ces sols explique en partie les difficultés rencontrées pour l'implantation de structures marines. Un important programme d'essais réalisés sur divers sédiments carbonatés a été effectué afin de préciser : - la définition d'une méthodologie d'identification de ces sédiments ; - l'influence de leurs caractéristiques physiques sur leur comportement mécanique. Le comportement des sédiments carbonatés, soumis à des sollicitations cycliques simulant l'action de la houle sur les fondations d'ouvrages en mer, a été longuement étudié à l'appareil triaxial et sur un modèle réduit de similitude de fondation de structure à embase poids en utilisant la technique de centrifugation. Les essais réalisés confirment l'importance du seuil caractéristique comme limite fondamentale dans l'étude des sables carbonatés sous chargement cyclique

Effect of temperature on ultrasonic velocities of unconsolidated sandstones reservoirs during the SAGD recovery process

The steam assisted gravity drainage (SAGD) is a thermal in-situ technology that has been successfully used to enhance the recovery of heavy oil and bitumen in the Western Canada and in the Eastern Venezuela basins. Pressure and temperature variations during SAGD operations induce complex changes in the mechanical and acoustic properties of the reservoir rocks as well as of the caprock. To study these changes, measurements of ultrasonic wave velocities Vp, Vs were performed on both reconstituted samples and natural samples from oil sands reservoir. Reconstituted samples were made of Fontainebleau sands with a slight cementation formed by a silicate solution. They have a high porosity (about 30 % to 40 %) and a high permeability (up to 10 D). Natural oil sands samples are unconsolidated sandstones extracted from the fluvio-estuarine McMurray Formation in Alberta (Canada). The saturating fluids were bitumen and glycerol with a strongly temperature dependent viscosity. The tests were carried out at different temperatures (in the range 40° and +86°C) and at different effective pressures (from 12 bars up to 120 bars). Experimental results firstly showed that the elastic wave propagation velocities measured are strongly dependent on temperature and pore fluid viscosity whereas little effect of effective pressure was observed. Velocities decreased with increasing temperature and increased with increasing effective pressure. These effects are mainly due to the variations of the saturating fluids properties. Finally, the tests were modelled by using Ciz and Shapiro (2007) approach and satisfactory velocities values were obtained with highly viscous fluids, a case that cannot be easily explained by using the poro-elastic theory of Biot-Gassmann

Réparation des pieux battus dans les sables carbonatés

Les formations carbonatées rencontrées en de nombreuses zones d'activités pétrolières en mer posent de difficiles problèmes de dimensionnement et de mise en place des pieux. Sur plusieurs sites de sable carbonaté, la capacité portante des pieux battus se révèle beaucoup plus faible que prévu et des techniques de réparation doivent être étudiées. Dans ce contexte, l'ARGEMA (Association de Recherche en Géotechnique Marine), groupement français d'organismes de recherche, de compagnies pétrolières et de contracteurs offshore, a expérimenté une réparation d'un pieu expérimental de 30 cm de diamètre et 23 m de long battu dans un sable carbonaté. Le frottement latéral de ce pieu mobilisé juste après battage était très faible. La réparation a consisté à injecter du coulis de ciment à partir d'un forage situé à 40 cm du pieu. Cet article décrit les procédures et les caractéristiques des injections réalisées et leurs conséquences sur la capacité portante du pieu. Le frottement entre le pieu et le terrain s'accroît avec le volume de ciment injecté; les valeurs maximales obtenues sont du même ordre de grandeur que celles observées avec un pieu foré-cimenté

Frottement latéral des pieux dans les sables carbonatés

Les formations carbonatées rencontrées en de nombreuses zones d'activités pétrolières en mer posent de difficiles problèmes de dimensionnement et de mise en place des pieux de fondation ou d'ancrage des ouvrages de production. Depuis 1978, l'ARGEMA, Solmarine et Total-CFP ont entrepris un important programme de recherche sur le comportement des pieux battus, forés et cimentés ou battus-cimentés dans les sables carbonatés. Les expérimentations conduites sur le site de Plouasne avec des pieux d'une longueur de 20 m ont largement contribué à l'amélioration du choix et du dimensionnement des pieux dans les formations carbonatées en mer

Production froide des huiles visqueuses. Première partie : Observations sur champ

La production froide de certains réservoirs contenant des huiles visqueuses, au Canada et au Venezuela principalement, amène à des productivités et des taux de récupération supérieurs aux prédictions calculées à l'aide des équations habituellement utilisées pour décrire les écoulements classiques. Pour expliquer ces productions anormalement élevées, un certain nombre de mécanismes ont été évoqués, principalement d'origines hydrodynamiques et géomécaniques. Les propriétés hydrodynamiques des fluides produits, partiellement dégazés durant la production : huiles moussantes, fluides à bulles, sont en effet plus favorables que celles des fluides en place. Par effet géomécanique d'érosion interne du sable, un réseau de chenaux (wormholes, piping tubes) peut se créer in situ, améliorant notablement le drainage. Cet article comprend quatre parties : les observations sur champ, l'étude en laboratoire des huiles moussantes, leur modélisation numérique, les effets géomécaniques liés à la production de sable

Evolution of Seismic Velocities in Heavy Oil Sand Reservoirs during Thermal Recovery Process Évolution des vitesses sismiques dans les réservoirs de sables bitumineux au cours des procédés de récupération thermique

In thermally enhanced recovery processes like Cyclic Steam Stimulation (CSS) or Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD), continuous steam injection entails changes in pore fluid, pore pressure and temperature in the rock reservoir, that are most often unconsolidated or weakly consolidated sandstones. This in turn increases or decreases the effective stresses and changes the elastic properties of the rocks. Thermally enhanced recovery processes give rise to complex couplings. 4D seismic surveys are currently conducted to delineate the steam-affected areas but the interpretation is difficult. However, it is essential for optimization of reservoir development. Numerical simulations have been carried out on a case study so as to provide an estimation of the evolution of pressure, temperature, pore fluid saturation, stress and strain in any zone located around the injector and producer wells. The approach of Ciz and Shapiro (2007) (Geophysics 72, A75-A79) has been used to model the velocity dispersion in the oil sand mass under different conditions of temperature and stress. A good agreement has been found between these predictions and some laboratory velocity measurements carried out on samples of Canadian oil sand. Results appear to be useful to better interpret 4D seismic data in order to locate the steam chamber. <br> Dans les procédés de récupération des huiles lourdes par méthodes thermiques, comme ia stimulation cyclique par vapeur (CSS) ou le drainage par gravité assisté par vapeur (SAGD), l’injection de vapeur en continu entraîne des changements de liquide de pores, de pression interstitielle et de température dans la roche réservoir, qui est constituée le plus souvent de sable non consolidés ou faiblement consolidés- Ces changements à leur tour augmentent ou diminuent les contraintes effectives et modifient les propriétés élastiques des roches. Les procédés de récupération par méthodes thermiques mettent en oeuvre des couplages complexes. Des campagnes de sismique 4D sont couramment effectuées pour suivre les zones affectées par la vapeur, mais leur interprétation est difficile, Elle est pourtant essentielle pour optimiser le développement du réservoir. Des simulations numériques ont été réalisées sur un cas d’étude afin de fournir une estimation de l’évolution des pressions, températures, saturation des fluides interstitiels, contraintes et déformations dans toute zone située autour des puits injecteur et producteur. L’approche de Ciz et Shapiro (2007) (Geophysics 72, A75-A79) a été utilisée pour modéliser la dispersion de vitesse dans les sables bitumineux sous différentes conditions de température et de contrainte. Un bon accord a été trouvé entre les prédictions du modèle et certaines mesures de vitesse effectuées en laboratoire sur des échantillons de sables bitumineux Canadiens. Les résultats sont utiles pour mieux interpréter les données sismiques 4D afin de localiser la chambre à vapeur